Электроэнергию отпускаемую

За последние годы выявились слабые стороны проведенной реформы, которые наряду с неблагоприятными внешними условиями (спад промышленного производства, неплатежи за потребленную электроэнергию и др.) привели к снижению экономической эффективности отрасли. Так, не обеспечивается оптимальный режим работы электростанций, что привело к увеличению удельных расходов топлива, выросли потери электроэнергии и численность эксплуатационного персонала энергетических предприятий. Из-за снижения потребления электроэнергии значительно возросли объемы неиспользуемых установленных мощностей электростанций. Образовавшийся избыток электрических мощностей является дополнительной финансовой нагрузкой на потребителей, поскольку продолжает оплачиваться ими.

Общие сведения. Основным потребителем топливно-энергетических ресурсов является промышленность, которая использует свыше 60% от всей вырабатываемой электроэнергии. Потребление ее постоянно увеличивается, что обусловлено не только ростом производства, но и качественными изменениями технологических процессов, увеличением производительности труда, улучшением качества продукции и повышением культуры производства. Производство электроэнергии в стране ежегодно увеличивается, но это не снижает значения проблемы повышения эффективности ее использования и экономии, так как затраты на любые мероприятия по экономии топлива и электроэнергии значительно (в 2—3 раза) ниже затрат на расширение топливно-энергетической базы страны.

— трудозатраты на производство электроэнергии значительно меньше, чем на ТЭС (приблизительно в 10 раз), а электрическая энергия значительно дешевле. Например, средняя стоимость электроэнергии, выработанной на ГЭС, в 1980 г. составляла 0,143 коп., а на ТЭС — 0,74 коп. за 1 кВт-ч;

да начинают работу предприятия, включается освещение в квартирах, приводится в движение городской транспорт, потребление электроэнергии значительно возрастает, т. е. наступает так называемый утренний максимум нагрузки. Днем нагрузка в системе уменьшается (обеденные перерывы, окончание работы смен) в связи с некоторым снижением производительно- р.мвт сти труда. Вечером нагрузка в системе, как правило, достигает максимальных значений, так как в это время напряженно работает городской электрифицированный транспорт, включается уличное освещение, зажигается свет в квартирах и включаются многочисленные электроприборы — телевизоры, радиоприемники, нагревательные устройства и т. д. В эти же часы продолжают работать некоторые предприятия. Ночью большая часть потребителей электроэнергии не работает, и наступает глубокий «провал» нагрузки.

Из-за большого объема строительных работ удельная стоимость ГЭС (руб/МВт) больше, чем у ТЭС, но зато себестоимость вырабатываемой электроэнергии значительно ниже.

ний производится обычно кабелями. В том случае, если условия площадки и среды на территории предприятия благоприятны, передача электрической энергии может выполняться воздушными линиями (глубокие вводы при напряжении 35—110 /ее). При токах 1000—6000 а и напряжении 6—10 кв передачу электроэнергии значительно экономичнее производить при помощи голых токо-проводов жесткой или гибкой конструкции. Учитывая высокую надежность и простоту токопроводов, часто бывает целесообразным их применение и при значительно меньших токах. Воздушные линии на напряжении 6— 10 кв на территории промышленных предприятий применяются редко из-за стесненности проходов и проездов между цехами.

Потребление электроэнергии промышленными предприятиями, транспортом, электробытовыми приборами, подключенными к энергетической системе, меняется как в течение суток, так и в течение года. Примерный вид графика потребления электроэнергии в большом городе в зимний день показан на 5.15. В утренние часы, когда начинают работу предприятия, включается освещение в квартирах, приводится в движение городской транспорт, потребление электроэнергии значительно возрастает, т. е. наступает так называемый утренний максимум нагрузки. Днем нагрузка в системе уменьшается (обеденные перерывы, окончание работы смен) в свя-

Из-за большого объема строительных работ удельная стоимость ГЭС (руб./МВт) больше, чем у ТЭС, но зато себестоимость вырабатываемой электроэнергии значительно ниже.

Капиталовложения на 1 кет мощности при строительстве геотермической электростанции в 1,5 раза выше, чем обычной тепловой электростанции, но себестоимость получаемой от нее электроэнергии значительно ниже, поскольку из суммы затрат отпадают расходы на топливо и его транспортировку.

В некоторых районах Японии себестоимость производства электроэнергии значительно выше средней стоимости ее в стране. Эта разница настолько велика, что японское правительство в 1952 г. вынуждено было создать государственную электроэнергетическую компанию «Электрик пауэр девелопмент». Эта компания эксплуатирует 40 гидроэлектростанций общей мощностью 3264 тыс. кВт и четыре ТЭС мощностью 1165 тыс. кВт. Наличие государствен-• ной электроэнергетической компании, пользующейся субсидиями правительства, позволяет до некоторой степени смягчить проблему обеспечения населения электроэнергией, хотя и по высоким ценам.

Как видно из табл. 4.3, структура производства электроэнергии значительно изменяется за счет резкого увеличения производства на атомных электростанциях. Удельный вес производства электроэнергии на атомных электростанциях увеличится с 5,6 до 14,1% и на гидроэлектростанциях— с 14,2 до 14,8%. Число часов использования установленной мощности турбинных электростанций в 1985 г. снизится на 4,6%, в основном за счет создания нормативного резерва мощности. Число часов использования ТЭС в 1985 г. ло сравнению с 1980 г. при этом снизится на 9%. Такое снижение использования установленной мощности ТЭС определено увеличением доли АЭС и высоким коэффициентом использования их мощности.

Электроэнергия, вырабатываемая АЭС, поставляется на ФОРЭМ по тарифам в 1,4 раза более низким, чем средний тариф тепловых электростанций РАО «ЕЭС России». Тем самым АЭС вносят существенный вклад в снижение общего уровня тарифов на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ. Основные трудности в организации продажи электроэнергии, вырабатываемой на АЭС, на конкурентных принципах заключаются в том, что атомные электростанции лишены возможности заключать выгодные для себя договоры непосредственно с потребителями электроэнергии, а в соответствии с существующим порядком обязаны поставлять электроэнергию только на оптовый рынок. Такое построение ФОРЭМ, когда атомные станции не могут заключать договоры с потребителями, существенно снижает эффективность работы АЭС. Тариф на электроэнергию с ФОРЭМ при этом усредняется по тарифам всех электростанций — субъектов ФОРЭМ, и потребитель имеет договорные отношения только с РАО «ЕЭС России», а не с отдельной электростанцией, электроэнергию которой он покупает.

Метод расчета тарифа на электроэнергию, отпускаемую на потребительский рынок, аналогичен методу расчета тарифа на электроэнергию, отпускаемую на ФОРЭМ. Единственное отличие состоит в том, что расчет тарифа производится для электростанции — субъекта потребительского рынка.

Тариф с оптового рынка различается по энергетическим зонам ФОРЭМ. Так, тариф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ, рассчитывается отдельно для энергозон Центра, Северо-Запада, Волги, Урала, Сибири, Юга и Востока.

3. Среднегодовой тариф на электроэнергию, отпускаемую электростанцией на оптовый или потребительский рынок (на шинах электростанции), оценивается по выражению:

3. В чем состоит отличие в расчете тарифов на электроэнергию, отпускаемую на потребительский рынок, от расчета тарифов на электроэнергию, отпускаемую на ФОРЭМ?

5. В чем состоит отличие в расчетах тарифов на электроэнергию, отпускаемую с потребительского рынка и с ФОРЭМ?

1. Увеличение тарифа за счет отклонения фактического режима по сравнению с оптимальным режимом. Дело в том, что первоначально тариф на электроэнергию, отпускаемую с рынка, рассчитывается для системы без учета ограничений по пропускной способности ЛЭП. При этом в работу включаются самые экономичные электростанции. В действительности же фактический режим работы электростанций отличается от расчетного из-за ограничений по передаче электроэнергии от наиболее экономичных электростанций. Это приводит к дополнительному увеличению тарифа, предназначенному для компенсации потерянной прибыли наиболее экономичных, но не загруженных из-за ограничений электростанций.

Tmln — минимальный тариф электростанции; Тм — тариф последней электростанции, загружаемой для покрытия нагрузки (маржинальный тариф); Т — тариф на услуги по организации работы спотового рынка; Тспот — тариф на электроэнергию, отпускаемую со спотового рынка

Зоны оптового рынка и тарифы на электроэнергию. Принятый в настоящее время порядок регулирования тарифов не в полной мере обеспечивает потребителей оптимальными тарифами. Так, в Европейской части России и на Урале ФЭК России устанавливает одинаковый тариф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ. На остальной же территории России тариф на электроэнергию рассчитывается по отдельным энергозонам ФОРЭМ. При расчете тарифов не принимается во внимание тот факт, что ЛЭП между энергозонами (ОЭС, включающими территорию нескольких АО-энерго) имеют ограниченную пропускную способность. В результате такого выравнивания тарифов по энергозонам оптового рынка избыточные АО-энерго, на территории которых расположены экономичные электростанции, вынуждены осуществлять безвозмездное дотирование потребителей тех АО-энерго, у которых тариф собственных электростанций более высокий, поскольку выравненный по территории энергозоны тариф оказывается завышенным для первых АО-энерго и заниженным — для вторых.

Действующие в нашей стране тарифы на электроэнергию, отпускаемую предприятиям, предусматривают скидки с платы за электроэнергию при достижении предприятием коэффициента мощности выше 0,92. Если потребление электроэнергии происходило при коэффициенте мощности ниже 0,92, взимаются штрафные надбавки.

к потребителям, в частности к электрифицированным Железным дорогам. На основе этой методики разработана шкала скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию,..отпускаемую потребителям, за компенсацию реактивной мощности.

кажутся большими, особенно максимальные значения, относящиеся к использованию сухих градирен, нужно помнить, что средний тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям, в настоящее время превышает 7 цент/ /(кВт-ч)*. Но даже при использовании сухих градирен себестоимость электроэнергии возросла бы, самое большее, на 10%. Этот рост, если вдуматься, не столь велик, чтобы нельзя было пойти на такие расходы, и энергокомпании постепенно начинают пересматривать свои позиции ( 8.11). Другие варианты заключаются в том, чтобы как-нибудь уменьшить количество сбросной теплоты или найти пути ее полезного использования.