На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Наука для практики

01.10.2008 Методические подходы к дифференциации тарифов на электроэнергию по уровням номинального напряжения с учетом удаленности потребителей от источников питания

 

Методические подходы к дифференциации тарифов на электроэнергию по уровням номинального напряжения с учетом удаленности потребителей от источников питания

 

Основой для формирования розничных тарифов на электроэнергию является себестоимость полезно отпущенной потребителям электроэнергии, которая включает в себя затраты на производство электроэнергии, ее передачу, распределение и доведение до потребителей. В энергосистемах обычно рассчитывается средневзвешенная по всем потребителям величина себестоимости полезно отпущенной электроэнергии. Между тем она индивидуальна для каждого потребителя и зависит от режима его электропотребления, а также от удаленности потребителя от источника питания, т. е. от электростанции энергосистемы.

 

Говоря об удаленности, следует иметь в виду как физическую, так и электрическую удаленность. Первая выражается физическим расстоянием потребителя от источника питания. Вторая – электрическим сопротивлением сети, по которой осуществляется доставка электроэнергии к потребителю. Электрическая удаленность зависит от номинального напряжения сети, сечения проводов ЛЭП, их длины, наличия трансформации электроэнергии.

 

Постановка задачи дифференциации тарифов на электроэнергию по уровням номинального напряжения

 

Для рассматриваемой задачи важным является знание электрической удаленности, которая в значительной мере является производной от физической удаленности. Удаленность оказывает двоякое влияние на себестоимость полезно отпущенной потребителю электроэнергии. Во-первых, через затраты (амортизация, заработная плата и пр.) на эксплуатацию тех элементов электрической сети, которые участвуют в передаче электроэнергии данному потребителю. Во-вторых, через затраты на покрытие потерь электроэнергии в сети, связанных с доставкой электроэнергии. Указанные затраты, первые и вторые, индивидуальны для каждого потребителя. Если пренебречь различным влиянием каждого потребителя, обусловленным его режимом электропотребления, на себестоимость производства электроэнергии и считать ее одинаковой для всех потребителей, то себестоимость полезно отпущенной электроэнергии для каждого потребителя будет зависеть от затрат на передачу электроэнергии к потребителю, включающих эксплуатационные затраты и затраты на покрытие потерь энергии в сетях [1, 2].

Недостатком ныне действующей системы группировки потребителей электроэнергии и дифференциации тарифов по ним является неучет разной удаленности потребителей от источников энергии и, соответственно, различных затрат на доставку электроэнергии к потребителям. Во многих странах применяются тарифы, дифференцированные по ступеням напряжения. Чем ниже напряжение, тем выше затраты на передачу и распределение электроэнергии. Поэтому потребители, подключенные к более низкому напряжению, должны платить по более высокому тарифу.

Следует заметить, что два потребителя могут быть одинаково географически удаленными от источника питания, однако к одному из них подводится электроэнергия от источника с помощью ЛЭП напряжением, скажем, 330 кВ, а к другому энергия подводится через несколько ступеней номинального напряжения, например 330–110–35–10 кВ. Ясно, что во втором случае затраты на передачу и на покрытие потерь будут выше, чем в первом. Поэтому и тариф на электроэнергию во втором случае должен быть выше.

Смысл дифференциации тарифов в зависимости от удаленности потребителей от источников питания состоит в том, чтобы учесть связанную с этим различную величину затрат, необходимых для доставки электроэнергии к конкретным потребителям. Когда говорят о дифференциации тарифов по ступеням номинального напряжения, то имеют в виду дифференциацию в зависимости от удаленности. Чем выше уровень напряжения, на котором подводится электроэнергия к потребителю, и чем меньше физическое расстояние потребителя от генерирующего источника, тем менее потребитель удален от источника питания и тем меньше затраты на транспортировку электроэнергии от источника к потребителю. При этом предполагается, что по ЛЭП каждого номинального напряжения передается соответствующая данному напряжению мощность.

Известно, что удельный вес топливных затрат и затрат на покупку электроэнергии в себестоимости ее полезного отпуска в Белорусской энергосистеме составляет порядка 50 %. Остальные затраты – это условно-постоянные затраты электростанций, составляющие примерно 10–20 % от общих эксплуатационных затрат на них, и затраты электрических сетей, которые на 100 % являются условно-постоянными. Определяющее влияние на указанные остальные затраты оказывают затраты на передачу и распределение электроэнергии. Их удельный вес в условно-постоянных затратах энергосистемы составляет примерно 50 %, а в себестоимости полезного отпуска электроэнергии их можно оценить величиной порядка 20 %.

Затраты на передачу и распределение для конкретных потребителей электроэнергии существенно различаются в зависимости от их удаленности от источников питания. Наиболее близкими к ним являются потребители, получающие питание на генераторном напряжении электростанций (от шин электростанций). Наиболее удаленными являются потребители, получающие питание на напряжении 0,4 кВ с трансформацией через все ступени номинального напряжения: 330–220–110–35–(6–10)–0,4 кВ. Задача заключается в том, чтобы разнести все электросетевые затраты энергосистемы между всеми потребителями электроэнергии, отнеся большую долю их на наиболее удаленные и меньшую – на наименее удаленные [3].

Таким образом, дифференциация тарифов на электроэнергию по ступеням номинального напряжения означает дифференциацию в зависимости от удаленности потребителей от генерирующих источников. Следует заметить, что не всегда различные потребители, подключенные к одной ступени номинального напряжения в разных узлах электрической сети, требуют одинаковых затрат на транспортировку к ним электроэнергии. Это объясняется особенностями схемы электрической сети. В принципе, затраты, связанные с производством и доставкой электроэнергии к каждому узлу сети, свои. Однако дифференциация тарифов по каждому узлу, к которому подключен потребитель, – практически неразрешимая задача. Необходим укрупненный подход. На наш взгляд, представляется целесообразной дифференциация в пределах каждой ступени номинального напряжения с учетом удаленности потребителей от источников питания. Данный подход требует специального анализа схемы электрической сети конкретной энергосистемы для выделения отдельных узлов и расчета для них себестоимости полезного отпуска электроэнергии, в том числе ее электросетевой составляющей.

 

Опыт стран СНГ в области дифференциации тарифов на электроэнергию в зависимости от уровня номинального напряжения

 

В настоящее время многие страны как ближнего, так и дальнего зарубежья применяют дифференциацию тарифов по ступеням номинального напряжения. Подход к формированию тарифов по ступеням напряжения зависит от принятой структуры управления энергосистемой, которую можно разделить на два вида: вертикально интегрированную структуру, характерную для Белорусской энергосистемы, и вертикально дезинтегрированную, характерную для большинства европейских стран, в том числе для России и Украины. В данных странах расчет тарифов ведется начиная с оптового рынка, где формируется тариф на электроэнергию, отпускаемую от генерирующих компаний. Эта электроэнергия поступает в электросетевую компанию, включающую в себя сети напряжением 220 кВ и выше. При этом на уровне нижестоящих сетей выделяют два и более укрупненных класса напряжения, каждый из которых включает сети нескольких номинальных напряжений.

Так, в Украине при расчете тарифов на потребляемую электроэнергию применяют два класса напряжения: первый – 35–110–154 кВ и второй – 0,38–6–10 кВ [4–6]. Выделение только двух классов напряжения рассматривается как первый этап перехода на более глубокую дифференциацию, а именно – на дифференциацию тарифов по четырем классам напряжения: 110–154, 35, 6–10, 0,38 кВ. При такой дифференциации тарифы для населения должны будут возрасти за счет снижения их для потребителей, подключенных к напряжению 6–10 кВ. Отсутствие дифференциации на уровне 220 кВ и выше можно объяснить тем, что на данном уровне, как указывалось выше, осуществляется отпуск электроэнергии от национальной электросетевой компании областным энергокомпаниям, включающим в себя сети 150 кВ и ниже. Тариф формируется на базе тарифа на энергорынке и тарифа за передачу электроэнергии по основной электрической сети, включающего в себя затраты на диспетчеризацию, обслуживание сети и прибыль электросетевой компании. Данный тариф может по существу рассматриваться как тариф на напряжении основной сети, т. е. сети 220 кВ и выше, и может служить исходной точкой для расчета тарифов на нижележащих ступенях напряжения. Он выражает ту цену электроэнергии, которая поступает на вход распределительных областных энергетических компаний и по которой распределительные компании оплачивают сетевой компании.

В российской электроэнергетике, так же как и в украинской, в отличие от белорусской, существует оптовый энергорынок, выделены генерирующие компании различных типов, работающие на сеть 220–330–500–750–1 150 кВ, которая является технологической основой электросетевой компании. Основными производителями и поставщиками электроэнергии на региональном уровне являются областные энергосистемы – ОАО-облэнерго. Выделенные уровни номинального напряжения затрагивают только областные энергосистемы.

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям, предлагается дифференцировать по следующим уровням напряжения: высокое (110 кВ и выше), среднее первое (35 кВ), среднее второе (20–10 кВ) и низкое (0,4 кВ).

Однако анализ практики применения тарифов в областных энергосистемах показывает, что там, так же как и в Украине, чаще применяются два класса напряжения.

В российских энергосистемах применяется дифференциация по уровням напряжения как одноставочных, так и двухставочных тарифов. При этом одноставочные тарифы дифференцированы по потребителям и числу часов использования установленной мощности. Например, для небюджетных потребителей в «Мосэнерго» применяется следующая дифференциация по уровням напряжения, представленная в табл. 1 [7].

 

Таблица 1

 

Тарифы на электроэнергию для небюджетных потребителей «Мосэнерго», цент/кВт•ч

Число часов использования установленной мощности

ВН 110 кВ и выше

СН 1

35 кВ

СН 2

10 кВ

НН

0,4 кВ

От 7 000 и более

6,05

8,18

8,27

9,13

От 6 000 до 7 000

6,62

9,06

9,12

10,0

От 5 000 до 6 000

7,39

10,24

10,28

11,22

От 4 000 до 5 000

8,54

11,95

11,93

12,97

 

Из таблицы можно сделать вывод, что определяющее влияние на рост тарифов с понижением напряжения оказывает электросетевая составляющая эксплуатационных затрат, так как распределение электроэнергии по сетям 35 кВ и ниже увеличивает тариф в 1,5 раза. Дифференциация ставок двухставочного тарифа на примере «Мосэнерго» [7] представлена в табл. 2, из которой видно, что увеличение ставок от напряжения 110 до 0,4 кВ происходит примерно в 1,5 раза.

 

Таблица 2

 

Дифференциация ставок двухставочного тарифа по уровням номинального напряжения (небюджетные потребители) в «Мосэнерго»

Единица измерения

ВН 110 кВ и выше

СН 1 35 кВ

СН 2 10 кВ

НН 0,4 кВ

долл./кВт, мес.

23,4

31

34,3

35,8

цент/кВт·ч

2,3

2,52

2,79

3,42

 

Методические основы дифференциации тарифов в зависимости от удаленности потребителей от источников питания применительно к Белорусской энергосистеме

 

Поскольку основной причиной различия значений себестоимости полезно отпущенной электроэнергии в различных узлах является различие затрат на передачу и распределение электроэнергии, то важным становится нахождение способа разнесения общих электросетевых затрат между конкретными потребителями.

Для белорусской электросетевой структуры может быть предложена следующая дифференциация потребителей по уровню напряжения: высоковольтная сеть 220–330 кВ, высоковольтная сеть 110 кВ, высоковольтная сеть 35 кВ, средневольтная сеть 10 кВ и низковольтная сеть 0,4 кВ. В отдельную группу могут быть сведены электроприемники, получающие электроэнергию непосредственно с шин электростанции на напряжении 10 кВ.

От основной сети 220–330 кВ электроэнергия поступает в сеть низшего напряжения, включающего в себя линии 110–10 кВ. Если мы имеем дело с вертикально интегрированной, т. е. с нереструктурированной энергосистемой, то в каждой точке присоединения нижестоящей сети к вышестоящей могут быть установлены тарифы. Однако из практических соображений, вероятно, было бы удобнее использовать агрегированный подход, при котором величина тарифа во всех точках соприкосновения основной и распределительной сетей была бы установлена одинаковой. Такой подход тем более будет правомерен для реформированной энергосистемы, так как при этом электросетевая компания, как самостоятельный хозяйствующий субъект, будет продавать электроэнергию распределительным компаниям и нет необходимости в дифференциации тарифов по точкам присоединения каждой распределительной компании к сетевой.

Предлагается модель электрической сети, в которой предусматривается, что не всегда электроэнергия, поступающая к потребителю на i-м напряжении, предварительно проходит все предшествующие ступени напряжения. Возможны и такие схемы, когда потребитель получает электроэнергию на напряжении, например, 10 кВ без промежуточных ступеней трансформации 35 и 110 кВ, а в частности, через ЛЭП 10 кВ, получающей питание от подстанции на напряжении 220–330 кВ, при этом ЛЭП 10 кВ находится в ведомственном подчинении энергосистемы. Очевидно, что в данном случае не надо учитывать затраты по сетям 35–110 кВ.

Следует отметить, что тариф на электроэнергию на том или ином уровне номинального напряжения не означает, что именно на этом напряжении осуществляется подключение потребителя. Следует иметь в виду, что потребитель, как правило, подключен к низшему напряжению подстанции данного напряжения, и можно считать, что он принимает электроэнергию на данном напряжении.

 

С учетом вышесказанного на рисунке представлена модель электрической сети Белорусской энергосистемы. В этой модели предусмотрены все реальные электрические связи между источниками питания и потребителями электрической энергии. Рассмотрим подробнее данную схему, начиная с потребителей, подключенных к сети 220–330 кВ. Затраты на производство и передачу электроэнергии к данным потребителям определяются как сумма средневзвешенной себестоимости производства электроэнергии на электростанциях энергосистемы и затрат на передачу электроэнергии в сети 220–330 кВ. Себестоимость 1 кВт•ч, полученного потребителем, может быть определена как:

 

(1)

 

где ссрээ – средневзвешенная себестоимость отпуска электроэнергии от электростанций энергосистемы в основную электрическую сеть;

С330 – затраты на эксплуатацию электрической сети 220–330 кВ (с целью сокращения объема записи оставляем в индексах только число 330);

Э330 – поступление электроэнергии от электростанций в сеть 220–330 кВ;

kпот330 – удельный вес потерь электроэнергии в сети 220–330 кВ от величины поступления в эту сеть.

Если потребитель присоединен к сети 220–330 кВ не непосредственно, а через трансформацию, то для него необходимо учитывать затраты на трансформацию.

Себестоимость 1 кВт•ч, полученного потребителем, подключенным к сети 110 кВ, которая получает питание от сети 220–330 кВ, определяется по формуле:

 

(2)

 

где Э330→110 – величина поступления электроэнергии в сеть 110 кВ от сети 220–330 кВ через трансформацию;

– затраты на трансформацию с напряжения 220–330 кВ;

С*110 – затраты на эксплуатацию сети 110 кВ, получающей питание от сети 220–330 кВ;

k110пот – коэффициент потерь электроэнергии в сети 110 кВ.

Для потребителей на напряжении 110 кВ возможен также другой путь получения электроэнергии: через трансформацию с генераторного напряжения 10 кВ. Тогда себестоимость 1 кВт•ч составит:

 

(3)

 

где – затраты на трансформацию с 10 кВ на 110 кВ;

Э10→110 – величина поступления электроэнергии в сеть 110 кВ;

С**110 – затраты на распределение электроэнергии в фрагменте сети 110 кВ, получающим энергию с шин электростанции;

k110пот – коэффициент потерь электроэнергии в сети 110 кВ.

В данном случае выделяются два фрагмента сети 110 кВ, имеющие различную удаленность от источника питания. Для каждого фрагмента может быть установлена своя величина тарифа на электроэнергию. Для каждого из двух вариантов формирования фрагментов (от сети 220–330 кВ или от шин генераторного напряжения) может быть несколько фрагментов в рассматриваемой сети энергосистемы в зависимости от того, от какой подстанции 220–330 кВ и от какой электростанции они получают питание. Целесообразно объединение всех фрагментов в пределах каждого варианта и определение тарифов для каждого из двух укрупненных фрагментов.

Возможен также более укрупненный подход, а именно – объединение указанных двух укрупненных фрагментов сети в одну группу и расчет среднего тарифа для объединенной сети 110 кВ по формуле:

 

 

Для сети 35 кВ возможно формирование двух фрагментов. Первый фрагмент образуется путем трансформации с напряжения 110 кВ. Формула для расчета себестоимости запишется как:

 

(4)

 

где – затраты на трансформацию с сети 110 кВ на 35 кВ;

Э110→35 – объем поступления электроэнергии из сети 110 кВ в сеть 35 кВ.

Второй фрагмент сети образуется путем трансформации с сети 220–330 кВ. Формула для расчета себестоимости запишется в следующем виде:

 

(5)

 

При объединении двух указанных фрагментов в общую сеть формула для расчета себестоимости запишется в следующем виде:

 

 

Следует заметить, что для первого фрагмента возможны, в свою очередь, два варианта формирования. В первом случае величина С110потр определяется по формуле (2), а во втором случае – по формуле (3). Таким образом, для сети 35 кВ возможны три варианта фрагментов ее формирования: 330→110→35, 10→110→35 и 330→35.

Для сети 10 кВ возможно формирование четырех фрагментов сетей данного напряжения. Первый фрагмент образуется путем трансформации с напряжения 35 кВ. Формула для себестоимости запишется как:

 

(6)

 

где – затраты на трансформацию из сети 35 кВ в сеть 10 кВ;

Э35→10 – величина трансформации электроэнергии из сети 35 кВ в сеть 10 кВ;

С*10 – затраты на эксплуатацию сети 10 кВ;

k10пот – коэффициент, учитывающий потери электроэнергии в сети 10 кВ по отношению к поступающей электроэнергии из сети 35 кВ.

Второй фрагмент образуется путем трансформации напряжения 110 кВ. Соответствующая формула запишется в виде:

 

(7)

 

Третий фрагмент образуется путем трансформации с сети 220–330 кВ. Соответствующая формула запишется в виде:

 

(8)

 

Четвертый фрагмент сети 10 кВ образуется на базе шин генераторного напряжения электростанций. Формула для расчета себестоимости запишется как:

 

(9)

 

В случае объединения всех указанных фрагментов в один, формула для расчета себестоимости запишется в следующем виде:

 

(10)

 

Для сети 0,4 кВ возможно формирование трех укрупненных фрагментов: один – на базе трансформации с сети 10 кВ, второй – на базе трансформации с сети 35 кВ, третий – на базе трансформации с шин генераторного напряжения. Формула, например, для случая трансформации через все ступени номинального напряжения (220–330–110–35–10–0,4 кВ) запишется в виде:

 

 

Не приводя формульных записей для других вариантов, отметим, что всего будет 11 вариантов формирования тарифов для потребителей на напряжении 0,4 кВ.

Если дифференцировать себестоимость по потребителям, присоединенным к сети данного номинального напряжения, в зависимости от их удаленности от источников питания, без объединения фрагментов сети данного номинального напряжения в один общий фрагмент, то тогда дифференциация затронет 24 группы потребителей по всей энергосистеме: 1 группа для сети 220–330 кВ, 2 группы для сети 110 кВ, 3 – для сети 35 кВ, 7 – для сети 10 кВ и 11 групп – для сети 0,4 кВ.

В представленной на рисунке схеме формирования тарифов расчет выполнялся применительно к среднему тарифу без учета его дифференциации по категориям потребителей. Это означает, что после расчета средних тарифов для каждой ступени напряжения необходим пересчет значений ставок одноставочных потребителей различных категорий и двухставочных тарифов. При этом ставки для потребителей, расположенных ближе к источнику питания, должны быть понижены, а для более удаленных потребителей – повышены. Суммарный размер оплаты энергосистеме должен остаться прежним. Выполняя эти расчеты, предусматривающие переход от существующей системы тарифов, необходимо следить за выполнением условия, чтобы средняя величина тарифа по всей энергосистеме, точнее, по распределительной сети, оставалась неизменной. Иными словами, переход к новой системе тарификации не должен приводить к изменению экономических показателей работы энергосистемы.

По существу, речь идет о нахождении коэффициентов удаленности, используя которые можно было бы скорректировать ставки тарифов для потребителей для каждого номинального напряжения. Если, скажем, для потребителей, подключенных к шинам генераторного напряжения, этот коэффициент принимается равным 1, то для остальных напряжений он должен быть принят равным числу больше единицы. Это означает, что потребители одной и той же группы, подключенные к разным напряжениям, должны платить по базовому тарифу, умноженному на соответствующий коэффициент. В качестве базового может быть принят тариф для генераторного напряжения. Если коэффициенты удаленности правильно отражают соотношение между тарифами для разных уровней напряжения, то рассчитанные значения тарифов должны быть объективными.

В настоящее время тарифы сильно искажены. Прежде всего, из-за перекрестного субсидирования между электрической и тепловой энергией и перекрестного субсидирования между потребителями. Тарифы не отражают реальные затраты на отпуск потребителям 1 кВт•ч. Очень искажено соотношение между основной и дополнительной ставками двухставочного тарифа. Но исправление этих перекосов – другая задача, которая может рассматриваться независимо от задачи дифференциации тарифов по уровням напряжения. При решении последней перекосы остаются в пределах каждого напряжения. Важно, чтобы соотношение между тарифами для разных ступеней напряжения было верным. Важно и то, чтобы при переходе на дифференцированные по напряжению тарифы оплата энергосистеме за отпущенную ею электроэнергию была равна той, которая была до перехода. Это требование может быть записано в виде:

 

 

где Тi , Тik – тарифы для i-й категории потребителей соответственно до дифференциации и после дифференциации для k-го напряжения;

Эi, Эik – объем потребления электроэнергии i-й категорией потребителей до и после дифференциации для k-го напряжения;

aj и bj – соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа для j-го потребителя;

Pj и Эj – электрическая нагрузка и величина электропотребления j-го потребителя;

Pjk и Эjk – электрическая нагрузка и величина электропотребления j-го потребителя на k-м напряжении.

Если все двухставочные промышленные потребители до дифференциации объединить в один потребитель, то вышеприведенная формула может быть представлена в виде:

 

Здесь

Тарифные ставки, дифференцированные по напряжению, определяются с помощью коэффициентов удаленности из уравнений Тik = Тi1 кikуд, ak = akуд, bk = bkуд. Здесь индекс 1 относится к генераторному напряжению, тариф для которого принимается равным базовому.

Если коэффициенты удаленности подобраны правильно, то при подстановке в уравнения прежних и новых тарифов должен выполняться баланс. Если он не выполняется, то коэффициенты удаленности должны быть скорректированы.

Другая проблема касается учета льготируемых потребителей, к которым относится, в первую очередь, население. Эта категория потребителей должна платить по единой ставке, независимо от их удаленности от источников питания.

 

Леонид ПАДАЛКО, доктор экономических наук, профессор, главный научный сотрудник ГНУ «Институт экономики НАН Беларуси»

 

Заключение

 

Таким образом, дифференциация тарифов целесообразна для таких уровней напряжения, как 220–330, 110, 35, 10 и 0,4 кВ. Может быть выделен также уровень генераторного напряжения, то есть напряжение 10 кВ для потребителей, подключенных непосредственно к распредустройству 10 кВ электростанций. Таких потребителей в Белорусской энергосистеме немало. Для схемы электрической сети конкретной энергосистемы может быть изучен вопрос о более четком разделении напряжений 10, 35 и 110 кВ.

В ряде случаев напряжение 35 кВ может быть выделено в самостоятельный уровень, в других случаях оно может быть объединено с напряжением 10 кВ. В настоящее время номинальное напряжение 35 кВ упраздняется, и в перспективе его не будет. Упраздняется также напряжение 220 кВ. Это приведет к появлению четырех ступеней: 330, 110, 10 и 0,4 кВ, не считая уровня генераторного напряжения. Следует заметить, что отдельные ЛЭП 110 кВ по своим функциям оказываются ближе к функции основной электрической сети. Поэтому такие линии могут быть отнесены к данной сети. По существу, речь идет о дифференциации по уровням номинального напряжения с учетом различной удаленности потребителей от источников питания. Это обстоятельство обусловливает необходимость рассмотрения в пределах каждого номинального напряжения нескольких разноудаленных узлов с общим их числом по всей энергосистеме, равным, как было сказано выше, 24.

Для перехода от ныне применяемой тарифной системы на указанную дифференциацию требуется серьезная подготовительная работа. Главное требование при этом – не допустить ущемления экономических интересов энергоснабжающей организации. Это означает необходимость пересчета тарифов для каждой категории потребителей в соответствии с уровнем номинального напряжения и относительно того узла, к которому он подключен. Если исходить из того, что средние тарифы для каждой категории, утвержденные в декларации, должны остаться неизменными, то значения тарифов для данной категории (например, промышленность с установленной мощностью менее 750 кВА) должны соответствовать следующему условию:

 

 

где Тср – величина тарифа для данной категории потребителей, установленная в декларации на электроэнергию;

Тi – величина тарифа для данной категории потребителей, установленная для i-го номинального напряжения;

Эi и Э – объем электропотребления потребителями данной категории на i-м номинальном напряжении и суммарный объем электропотребления потребителями данной категории

 

()

.

Аналогичное требование должно быть выполнено и для других категорий потребителей.

Переход к дифференцированным по уровням номинального напряжения тарифам требует реформирования учетной политики в электрических сетях. Это в свою очередь требует необходимости учета эксплуатационных затрат по каждой ступени номинального напряжения на уровне каждого филиала электрической сети каждой областной энергосистемы. Такая учетная политика должна обеспечивать возможность получения объективных данных не только по эксплуатационным затратам по сетям каждого номинального напряжения, но и по величине потоков электроэнергии и мощности. При отсутствии должной учетной политики должны быть разработаны нормативы затрат по всем элементам электрической сети.

Для перехода к рассматриваемой системе дифференциации возможен поэтапный подход. На первом этапе возможно изучение и внедрение такого подхода на примере одной областной энергосистемы с последующим переходом к другим энергосистемам. В любом случае, для осуществления такого реформирования системы тарифообразования необходим углубленный анализ схемы и режима работы электрической сети каждой областной энергосистемы с целью выделения ее узлов и определения удельных затрат на передачу и распределение электроэнергии к каждому узлу. При этом важное значение имеет определение уровня потерь электроэнергии не только по каждой ступени напряжения, но и относительно основных узлов сети, для которых будет осуществляться дифференциация.

Дифференцированные по уровням номинального напряжения тарифы на электроэнергию могут рассматриваться в качестве экономического инструмента стимулирования развития источников распределенной генерации энергии, так как при их использовании повышается экономическая обоснованность сооружения указанных источников.

 

Литература

 

1. Падалко Л. П., Пекелис Г. Б. Экономика электроэнергетических систем. – Минск: Высшая школа, 1985. – 330 с.

2. Падалко Л. П. Определение себестоимости полезно отпущенного кВтч с учетом электроудаленности потребителя от источника питания. Материалы НТК, Польша, Люблин, 1995.

3. Падалко Л., Заборовский А. Формирование дифференцированных тарифов по ступеням номинального напряжения // Энергетика и ТЭК. – 2005. – № 9/10.

4. Потребич А. А. Определение цены на продаваемую электроэнергию по классам напряжения электрической сети энергокомпании // Энергетика и электрификация. – 2005. – № 10.

5. Дерзский В. Г., Рачин Н. Э. Формирование тарифов на электроэнергию, дифференцированных по классам напряжения и группам // Энергетика и электрификация. – 1996. – № 2.

6. Находов В. Ф., Замулко А. И. Дифференцирование тарифов на электроэнергию по уровням питающего напряжения потребителей // Промышленная энергетика. – 1998. – № 9.

7. http://www.mosenergo.ru.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком