Виды рынков электроэнергии

5.1 Биржа электрической энергии

5.2 Формирование тарифов на рынке электроэнергии в различных условиях регулирования

1 Оптовый и розничный рынки электрической энергии в России

1.1 Оптовый рынок

Одновременно с созданием РАО «ЕЭС России» была организована оптовая тор­говля электрической энергией через федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности и сети ЕЭС России. Электрическая энер­гия на ФОРЭМ поступает от крупных электростанций РАО «ЕЭС России» и концер­на «Росэнергоатом». ФОРЭМ не снабжает электрической энергией непосредственно мелких потребителей, а продает ее дефицитным АО-энерго или крупным потреби­телям — субъектам оптового рынка.

Оптовый рынок представляет собой ту часть купли-продажи электроэнергии в стране, которая осуществляется, с одной стороны, между продавцами электроэнер­гии на ФОРЭМ — крупными электростанциями и избыточными по электроэнергии АО-энерго — и, с другой стороны, покупателями электроэнергии на ФОРЭМ — дефицитными АО-энерго — для последующей продажи на потребительском рынке. Оптовый рынок сложился как купля-продажа электроэнергии через системообра­зующую сеть ЕЭС России, которая непосредственно с потребителем не связана. Электростанции, которые вошли в состав АО-энерго, не участвуют в торговле элек­троэнергией на ФОРЭМ, а продают ее непосредственно на потребительском рынке.

Субъектами оптового рынка являются:

• электростанции РАО «ЕЭС России», избыточные по электроэнергии АО-энер­го и концерн «Росэнергоатом»;

• дефицитные по электроэнергии АО-энерго и крупные потребители электриче­ской энергии, выведенные на ФОРЭМ;

• энергосбытовые организации, которые приобретают электрическую энергию для последующей ее реализации;

• ЗАО «Центр договоров и расчетов федерального (общероссийского) оптового рынка электроэнергии и мощности» и Некоммерческое партнерство «Администра­тор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической сис­темы»;

• организация по управлению единой федеральной электрической сетью — Федеральная сетевая компания;

• системный оператор оптового рынка.

Схема организации оптового и розничных рынков электроэнергии (мощности) представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема организации оптового и потребительского рынков

электроэнергии

В настоящее время ФОРЭМ объединяет 26 электростанций и организаций-поставщиков электроэнергии, 10 ГЭС и их объединений, концерн «Росэнергоатом» и 75 АО-энерго. Услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России на оптовом рынке оказывает РАО «ЕЭС России».

Выполнение РАО «ЕЭС России» функций организатора ФОРЭМ при распределе­нии нагрузки и проведении платежей между субъектами-участниками ФОРЭМ соз­дает для РАО «ЕЭС России» благоприятные условия для защиты собственных инте­ресов, а также интересов дочерних и зависимых предприятий в ущерб интересам других субъектов. При этом в РАО «ЕЭС России» отсутствует разделение затрат на производство и передачу электроэнергии по системообразующим ЛЭП.

Оператором-диспетчером процесса распределения нагрузки между электростан­циями ФОРЭМ, передачи электроэнергии по межсистемным ЛЭП является ОАО «Системный оператор — Центральное диспетчерское управление ЕЭС России».

Услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка оказывает ЗАО «Центр договоров и расчетов федерального оптового рынка электро­энергии и мощности» и Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы».

Услуги по передаче электрической энергии по единой национальной электриче­ской сети оказывает ОАО «Федеральная сетевая компания».

Субъекты оптового рынка получают за свои услуги плату по тарифам, утвер­ждаемым ФСТ.

Основными субъектами ФОРЭМ, поставляющими электрическую энергию на оптовый рынок, являются электростанции РАО «ЕЭС России», АЭС и избыточные АО-энерго, за исключением субъектов изолированных энергосистем Камчатки, Сахалина и Магадана. Деятельность по заключению договоров и финансовым рас­четам на ФОРЭМ выполняет ЗАО АТС — ЦДР ФОРЭМ.

Уполномоченным правительством РФ по установлению тарифов на оптовом рынке является Федеральная служба по тарифам.

На оптовом рынке действует система договоров между субъектами оптового рынка. Помимо указанной системы договоров поставщики и покупатели электриче­ской энергии субъекты оптового рынка вправе заключать двусторонние договоры; купли-продажи электрической энергии. Субъекты оптового рынка свободны в выборе контрагентов по таким договорам.

Субъекты оптового рынка свободны в выборе порядка реализации энергии:

• в регулируемом секторе оптового рынка;

• путем подачи ценовых заявок и купли-продажи электроэнергии по равновесной цене оптового рынка;

• через систему двусторонних договоров.

В регулируемом секторе оптового рынка тариф на электроэнергию устанавлива­йся ФСТ, в секторе свободной торговли — под воздействием спроса и предложения по результатам сопоставления ценовых заявок поставщиков электрической энергии иценовых заявок покупателей, но не выше уровня, установленного ФСТ, а в двусто­ронних договорах цена определяется сторонами договора самостоятельно.

Отбор ценовых заявок, расчет и объявление равновесной цены оптового рынка осуществляются НП АТС. По результатам отбора ценовых заявок НП АТС устанавливает для ОАО СО-ЦДУ ЕЭС принципы оптимизации режима.

НП АТС осуществляет следующие функции:

• предоставляет услуги по организации оптовой торговли электрической энергией;

• обеспечивает выполнение взаимных обязательств участников торговли;

• организует заключение договоров и расчеты на оптовом рынке, регистрирует [двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии;

• осуществляет контроль над действиями ОАО СО-ЦДУ ЕЭС;

• ведет реестр субъектов оптового рынка.

Контроль над организацией торговли на оптовом рынке осуществляет координационный совет НП АТС.

1.2 Порядок отбора поставщиков электроэнергии на регулируемый сектор оптового рынка

Отбор поставщиков электрической энергии (электростанций — субъектов ФОРЭМ и избыточных АО-энерго) на регулируемый сектор оптового рынка начи­нается до наступления даты ведения системным оператором оперативного режима работы ЕЭС России. Предварительный отбор поставщиков электроэнергии начинается более чем за год до наступления даты оперативного режима, затем пере­чень поставщиков уточняется за квартал и окончательно утверждается за сутки до наступления оперативного режима.

Долгосрочное планирование. Цель долгосрочного планирования, осуществляе­мого более чем за год до наступления даты ведения оперативного режима работы ЕЭС России, заключается в предварительном отборе производителей электроэнер­гии, поставляющих ее на ФОРЭМ, на основе оптимального баланса электрической энергии и мощности. Оптимальный баланс электрической энергии и мощности составляется на предстоящий год и разбивается по кварталам года. АО-энерго выступают в качестве единого поставщика электроэнергии субъекта ФОРЭМ.

Основой для составления баланса по ЕЭС России являются заявки на поставку электрической энергии и мощности избыточными АО-энерго, входящим в ЕЭС России, электростанциями РАО «ЕЭС России субъектами ФОРЭМ и концерном «Росэнергоатом», а также заявки на потребление электрической энергии и мощности дефицитными АО-энерго и крупными потребителями, выведенными на ФОРЭМ. Электростанции РАО «ЕЭС России», АО-энерго и концерн «Росэнергоатом» также заявляют свои планируемые затраты на производимую электроэнергию.

На основе представленных заявок среди электростанций РАО «ЕЭС России», избыточных АО-энерго и концерна «Росэнергоатом» отбираются в первую очередь те, у которых затраты на производство электроэнергии являются наименьшими. Таким образом, в процессе отбора наиболее экономичных производителей из сфор­мированного ценового ряда заявок обеспечивается оптимальность работы ЕЭС России по критерию минимума суммарных затрат на производство электроэнергии.

Далее на основе оптимального баланса электрической энергии и мощности по ЕЭС России выполняются следующие мероприятия:

• ФСТ утверждает тарифы на электрическую энергию и мощность для субъектов оптового рынка, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ (избыточных АО-энерго, электростанций РАО «ЕЭС России и концерна «Росэнергоатом»);

• ФСТ утверждает тарифы на электрическую энергию и мощность для субъектов оптового рынка, получающих электроэнергию на ФОРЭМ (дефицитных АО-энерго, крупных промышленных потребителей, энергоснабжающих организаций);

• субъекты ФОРЭМ заключают между собой договоры на поставку электриче­ской энергии и мощности по утвержденным ФСТ тарифам.

Краткосрочное планирование.Цель краткосрочного планирования — форми­рование режима работы ЕЭС России на предстоящие сутки с учетом реального состояния объектов производства и передачи электрической энергии и мощности, технических ограничений, запасов топлива на станциях и необходимости выполне­ния договорных обязательств. Таким образом, на этапе краткосрочного планирова­ния осуществляется переход (с учетом уточненной информации) от оптимального баланса, составленного при долгосрочном планировании, к оперативному режиму работы ЕЭС России на предстоящие сутки.

Отбор поставщиков электрической энергии и мощности на оптовый рынок при краткосрочном планировании осуществляет ОАО СО-ЦДУ ЕЭС. Источниками информации служат нижние уровни управления — электростанции-участники ФОРЭМ и АО-энерго, передающие данные в ОДУ ОЭС, на территории которых они расположены, а ОДУ ОЭС направляет обобщенную информацию о состоянии объектов производства и передачи электрической энергии и мощности в ОАО СО-ЦДУ ЕЭС.

Критерием оптимальности режима работы ЕЭС России является минимальный суммарный расход топлива с учетом ограничений по загрузке электростанций и пропускной способности электрической сети. Для реализации принципа оптималь­ности на этапе краткосрочного планирования используется характеристика относи­тельного прироста (ХОП) расхода топлива на производство дополнительно 1 кВт•ч электроэнергии. Планирование оптимального режима работы ЕЭС России на пред­стоящие сутки производится в следующем порядке:

1 АО-энерго готовит информацию для планирования режима работы на пред­стоящие сутки для своих электростанций. Перед этим каждое АО-энерго уточняет режим работы потребительского рынка на своей территории. Из диспетчерской службы (ДС) АО-энерго в ОДУ ОЭС поступают:

• суммарный график спроса электрической энергии и мощности потребителей на территории каждого АО-энерго;

• эквивалентная ХОП расхода топлива АО-энерго, построенная на основе ХОП расхода топлива отдельных электростанций, входящих в АО-энерго; значения возможных минимальных и максимальных мощностей крупнейших ТЭС, входящих в состав АО-энерго;

• топология основной электрической сети АО-энерго;

• ценовая заявка на электроэнергию, поставляемую на ФОРЭМ избыточными АО-энерго.

2 ОДУ ОЭС обобщает полученную информацию и передает в ОАО СО-ЦДУ ЕЭС следующие данные:

• суммарный график потребления электрической энергии и мощности на терри­тории ОЭС;

• ХОП топлива электростанций-субъектов ФОРЭМ, расположенных на терри­тории ОЭС;

• эквивалентную ХОП расхода топлива электростанций ОЭС;

• значения минимальных и максимальных мощностей крупнейших ТЭС, распо­ложенных на территории ОЭС;

• графики работы ГЭС;

• топологию системообразующей сети ОЭС.

3 На основе полученных данных ОАО СО-ЦДУ ЕЭС проводит предварительную оптимизацию режима работы ЕЭС России, результатом которой являются:

• графики спроса на электрическую энергию (мощность) по ОЭС, эквивалентные нагрузки ОЭС и нагрузки электростанций — субъектов ФОРЭМ (ТЭС, АЭС и ГЭС);

• данные о перетоках электроэнергии по межсистемным связям;

• данные о внешних перетоках ЕЭС России.

4 Из ОАО СО-ЦДУ ЕЭС в ОДУ каждой ОЭС поступает следующая информация:

• графики нагрузок ТЭС, ГЭС и АЭС-субъектов ФОРЭМ, расположенных на территории данной ОЭС;

• эквивалентный график нагрузки ОЭС;

• график потребления ОЭС;

• график перетоков электроэнергии (мощности) между соседними ОЭС.

5 На основе полученных данных ОДУ ОЭС проводит дополнительные оптимизационные расчеты, включая укрупненные расчеты по каждой АО-энерго и отдельным электростанциям — субъектам ФОРЭМ, в результате чего формируются следующие графики:

• потребления АО-энерго;

• нагрузки АО-энерго и уточненных нагрузок электростанций — субъектов ФОРЭМ, расположенных на территории данной ОЭС;

• перетоков электрической энергии (мощности) в основных электрических сетях АО-энерго.

6 Из ОДУ ОЭС в АО-энерго передают графики:

• нагрузок ТЭС, ГЭС и АЭС-субъектов ФОРЭМ, расположенных на территории АО-энерго;

• нагрузок АО-энерго;

• перетоков электрической энергии и мощности в соседние АО-энерго.

7 На основании полученных данных АО-энерго проводит окончательные оптимизационные расчеты для своих электростанций.

1.3 Розничный рынок

Вся электроэнергия, потребляемая в России, в конечном итоге продается на роз­ничных рынках и поступает к потребителям по распределительным сетям АО-энерго. В соответствии с существующей организацией оптового и розничных рынков весь объем электроэнергии, произведенной на электростанциях РАО «ЕЭС России» и АЭС, поставляется вначале на оптовый рынок и только затем отпускается дефицит­ным АО-энерго, которые в этом случае выступают в качестве покупателей-перепро­давцов электроэнергии. Как уже было сказано выше, электростанции оптового рын­ка производят только 30 % электроэнергии, потребляемой в России, остальные же 70 % электроэнергии вырабатываются на электростанциях региональных АО-энерго. Электроэнергия, полученная с оптового рынка, поступает на потребительские рын­ки в качестве дополнительной к электроэнергии, производимой собственными элек­тростанциями АО-энерго.

Розничная купля-продажа электроэнергии осуществляется на территории отдельных субъектов РФ вне оптового рынка с участием потребителей электриче­ской энергии.

Субъектами розничных рынков являются:

• все потребители электрической энергии, кроме выведенных на ФОРЭМ;

• энергоснабжающие организации, которые приобретают электроэнергию на оптовом рынке в целях последующей ее продажи на розничных рынках;

• территориальные сетевые организации, осуществляющие услуги по передаче электрической энергии;

• субъекты оперативно-диспетчерского управления на уровне розничных рынков.

Технологическую инфраструктуру розничных рынков составляют:

• территориальные сетевые организации, осуществляющие передачу электри­ческой энергии;

• субъекты, осуществляющие оперативно-диспетчерское управление на роз­ничных рынках.

Тарифы на электроэнергию на потребительском рынке устанавливаются РЭК соответствующего субъекта РФ. Тарифы на электроэнергию по отдельным АО-энерго существенно различаются и отражают сформировавшуюся структуру гене­рирующих мощностей каждого АО-энерго. Региональные АО-энерго имеют в своей собственности электростанции и распределительные сети, которые охватывают тер­риторию соответствующего субъекта РФ и доходят до каждого потребителя. Мно­гие АО-энерго стали дефицитными после изъятия у них наиболее экономичных электростанций, которые были внесены в уставный капитал РАО «ЕЭС России». Используя свое монопольное положение, АО-энерго не допускает других произ­водителей электроэнергии к обслуживанию потребителей на своей территории. Это­му способствует и Гражданский кодекс РФ, фактически запрещающий заключать договор на энергоснабжение с организацией, не имеющей собственных распредели­тельных сетей, подходящих к потребителю. В результате такого построения рознич­ных рынков другие производители электроэнергии, в частности, концерн «Росэнер­гоатом», не могут продавать свою электроэнергию непосредственно потребителю, заключая с ним двусторонний договор энергоснабжения.

Главным недостатком деятельности РЭК на потребительском рынке является пе­рераспределение тарифов между группами потребителей (перекрестное субсидиро­вание), в соответствии с которым снижение тарифа для населения и сельскохозяйст­венных потребителей компенсируется повышением его для промышленных предприятий. Таким образом, промышленные предприятия безвозмездно финанси­руют население и сельскохозяйственных потребителей.

В соответствии с существующим законодательством контроль над деятельно­стью РЭК осуществляет ФСТ, которая должна разрешать спорные проблемы и уст­ранять нарушения, допускаемые РЭК при установлении тарифов на розничном рын­ке электроэнергии.

1.4 Порядок отбора поставщиков электроэнергии на розничный рынок

Отбор поставщиков электрической энергии (электростанций АО-энерго) на розничный рынок производится по тем же правилам, что и на оптовый рынок. Отли­чие состоит только в том, что в качестве поставщиков электрической энергии в этом случае выступают не субъекты оптового рынка (электростанции РАО «ЕЭС России», концерн «Росэнергоатом» и избыточные АО-энерго), а электростанции АО-энерго. Отбор поставщиков электроэнергии на розничный рынок осуществляет­ся самим АО-энерго и начинается задолго до наступления оперативного ведения режима работы, еще на стадии долгосрочного планирования.

Долгосрочное планирование.Цель долгосрочного планирования состоит в предварительном отборе поставщиков на розничный рынок на основе оптимального баланса электрической энергии и мощности АО-энерго. Оптимальный баланс элек­трической энергии и мощности АО-энерго составляется на предстоящий год и раз­бивается затем по кварталам этого года.

Основой для составления баланса электрической энергии и мощности по АО-энерго являются заявки на поставку электрической энергии и мощности отдель­ными электростанциями АО-энерго, а также на потребление электрической энергии и мощности потребителями, расположенными на территории региона, обслуживаемого этим АО-энерго. На основе заявленных значений производства и потребления элек­троэнергии составляется оптимальный баланс АО-энерго.

Порядок составления оптимального баланса заключается в том, что на основе представленных заявок электростанций АО-энерго на производство электроэнергии отбираются в первую очередь те, у которых затраты являются наименьшими. Крите­рием оптимальности режима работы АО-энерго являются минимальные суммарные затраты на производство и передачу электроэнергии на территории субъекта РФ, обслуживаемого данным АО-энерго. При этом в качестве заданных уровней произ­водства электроэнергии принимаются объемы выработки ее ТЭЦ на тепловом потреблении.

На основе оптимального баланса электрической энергии и мощности выполня­ются следующие мероприятия:

• РЭК утверждает тарифы на электрическую и тепловую энергию для потреби­телей региона;

• субъекты розничного рынка (АО-энерго, промышленные и бюджетные потре­бители, организации-перепродавцы электроэнергии и коммунально-бытовые орга­низации) заключают между собой договоры на поставку (покупку) электрической энергии и мощности по установленным тарифам.

Краткосрочное планирование.Цель краткосрочного планирования заключается в формировании режима работы РЭС на предстоящие сутки с учетом фактического технического состояния электростанций и запасов топлива. Таким образом, на этапе краткосрочного планирования осуществляется переход (с учетом уточненной информации) от оптимального баланса, составленного при долгосроч­ном планировании, к оперативному режиму работы АО-энерго.

Отбор производителей электрической энергии и мощности для розничного рынка при краткосрочном планировании осуществляет диспетчерский пункт (ДП) АО-энерго. Источником информации, как и при долгосрочном планировании, слу­жат нижние уровни управления — электростанции АО-энерго, которые передают свои уточненные данные в ДП. Критерием оптимальности режима работы АО-энерго являются минимальные суммарные затраты на топливо с учетом ограничений по загрузке электростанций и пропускной способности электрической сети. Для реали­зации принципа оптимальности на этапе краткосрочного планирования использует­ся характеристика относительного прироста расхода топлива на производство дополнительно 1 кВт-ч электроэнергии.

Планирование оптимального режима работы АО-энерго на предстоящие сутки производится в следующем порядке:

1 Каждая электростанция АО-энерго готовит информацию для планирования режима работы на предстоящие сутки. В диспетчерский пункт АО-энерго поступает следующая информация:

• график спроса электрической энергии и мощности потребителей на террито­рии АО-энерго;

• ХОП расхода топлива на электростанциях АО-энерго;

• данные об ограничениях на электростанциях АО-энерго по выработке элек­трической энергии и мощности;

• характеристики загрузки электростанций по конденсационному или теплофи­кационному режиму;

• топология электрической сети АО-энерго.

2 Диспетчерский пункт обобщает полученную информацию и проводит предварительную оптимизацию режима работы АО-энерго, результатом которой является следующая информация:

• графики спроса на электрическую энергию и мощность по АО-энерго;

• графики нагрузки электростанций АО-энерго;

• графики перетоки по электрическим сетям АО-энерго;

• внешние перетоков электроэнергии и мощности по сетям АО-энерго.

3 Из ДП на каждую электростанцию АО-энерго поступает следующая информация:

• графики нагрузок ТЭС, ГЭС и АЭС, расположенных на территории данной АО-энерго;

• графики перетоков электроэнергии и мощности АО-энерго в соседние регионы.

4 На основе полученных из ДП данных каждая электростанция АО-энерго проводит дооптимизационные расчеты, в результате которых формируются уточненные графики нагрузок электростанций АО-энерго.

Далее работа электростанций АО-энерго в режиме реального времени будет осуще­ствляться уже при оперативном ведении режима работы АО-энерго. Критерием опти­мальности режима является минимальный расход топлива в районной энергосистеме.

2 Оценка экономической эффективности работы различных типов электростанций по одноставочному тарифу

2.1 Проблемы, цель и метод исследования

На федеральном оптовом рынке электрической энергии и мощности тарифы рас­считываются на электроэнергию, отпускаемую отдельными электростанциями (субъектами оптового рынка) и избыточными АО-энерго на ФОРЭМ, а также на электроэнергию, получаемую потребителями (дефицитными АО-энерго) с ФОРЭМ.

Основой для расчета тарифа на электрическую энергию для отдельных электро­станций (субъектов ФОРЭМ) являются:

• общая потребность в финансовых средствах каждой электростанции для выработки заданного количества электроэнергии;

• баланс электрической энергии по субъектам ФОРЭМ.

Потребность в финансовых средствах каждой электростанции, продающей элек­троэнергию на ФОРЭМ, складывается из затрат на ее выработку, которые рассчиты­ваются по заданным технико-экономическим показателям работы электростанции, и прибыли предприятия.

Количество электроэнергии Э_отп, отпускаемой отдельной электростанцией на ФОРЭМ, и объем электроэнергии Э_пол, получаемой потребителями с ФОРЭМ, уста­навливается в соответствии с балансом ее по субъектам ФОРЭМ, который предос­тавляется РАО «ЕЭС России» и затем утверждается ФСТ. Утвержденный ФСТ баланс электрической энергии и мощности служит основой для последующего рас­чета тарифов на электрическую энергию и мощность, продаваемую отдельной элек­тростанцией (субъектом ФОРЭМ) на оптовый рынок и покупаемую субъектами ФОРЭМ (крупными потребителями и дефицитными АО-энерго) на оптовом рынке.

Субъектами оптового рынка являются ТЭС, ГЭС и АЭС. Расчет потребности в финансовых средствах на выработку электроэнергии для каждого типа электростан­ций имеет свои особенности.

Цель исследования состоит в том, чтобы научиться рассчитывать тарифы на элек­трическую энергию, отпускаемую на ФОРЭМ различными типами электростанций (ГЭС, ГЭС, АЭС), а также получаемую с ФОРЭМ; выполнить пофакторный анализ изменения тарифов на электроэнергию, получаемую на оптовом рынке, в результате отклонений технико-экономических показателей работы электростанций от их запланированных значений.

Метод исследования включает расчет тарифов, который производится в соответ­ствии с «Методическими указаниями по формированию и применению двухставочных тарифов на ФОРЭМ», утвержденными ФСТ. Общая потребность в финансовых средствах электростанций определяется в соответствии с постановлением Прави­тельства РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ».

2.2 Содержание расчетов

В соответствии с описанным ниже методом расчета и представленными в таблице 1 технико-экономическими показателями работы электростанций предла­гается выполнить следующий расчет:

Таблица 1 - Технико-экономические показатели работы электростанций, отпускающих электроэнергию на оптовый рынок

1. Рассчитать необходимые финансовые средства для различных типов электро­станций, отпускающих электрическую энергию и мощность на ФОРЭМ.

2. В соответствии с заданной балансовой прибылью электростанций оценить тариф на электроэнергию, отпускаемую на оптовый рынок каждым типом электро­станций.

3. Определить тариф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ.

4. Выполнить пофакторный анализ изменения тарифов на электроэнергию, получаемую с оптового рынка, в результате отклонений технико-экономических показателей работы электростанций от их запланированных значений.

Продавцом электрической энергии на оптовом рынке (субъектами ФОРЭМ) является ТЭС.

ТЭС установленной мощностью 200 МВт работает в полупиковом режиме с использованием установленной мощности в течение 4740 ч в год.

ГЭС установленной мощностью 800 МВт работает в пиковой части графика нагрузки с использованием установленной мощности в течение 3570 ч в год.

Годовой отпуск электроэнергии на оптовый рынок определяется путем умноже­ния установленной мощности электростанции и годового числа часов ее работы за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций.

2.2.3 Метод расчета одноставочного тарифа на электроэнергию, отпускаемую электростанцией на оптовый рынок

В основе формирования тарифов на электроэнергию лежат затраты (издержки) электростанции на ее производство. Для получения полного тарифа к затратам добавляется обоснованная прибыль электростанции. Затраты на выработку электро­энергии являются объективным показателем, и их фактическое значение определя­ется в результате хозяйственной деятельности каждой отдельной электростанции. Прибыль электростанции регулируется государственными органами исполнитель­ной власти и не может превышать установленное нормативное значение.

Тариф на электроэнергию, поставляемую отдельной электростанцией на ФОРЭМ, рассчитывается исходя из общей потребности электростанции в финансо­вых средствах, которая определяется по формуле

ТП = Себ + БП,

где ТП — товарная продукция; Себ — себестоимость выработки электроэнергии на электростанции; БП — балансовая прибыль электростанции (прибыль до отчисле­ния налогов).

Расчет средств, относимых на себестоимость продукции (работ, услуг), произво­дится по следующим составляющим затрат:

• по топливу на технологические цели при производстве электрической энер­гии З_топ;

• оплате труда персонала 3_от, занятого в основной деятельности;

• платежам в пенсионный фонд З_пф, фонды социального страхования З_соц и занятости населения 3_зн;

• амортизации основных фондов З_ам;

• работам и услугам производственного характера З_пу, в состав которых входят ремонтные и другие работы;

• сырью, основным и вспомогательным материалам, запасным частям для ремонта оборудования З_вм;

• прочим затратам З_пр, в том числе:

средствам на проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ;

плате за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду;

оплате процентов по полученным кредитам и бюджетным ссудам (в том числе на создание сезонных запасов топлива);

налогам и другим обязательным сборам, отчислениям и платежам, относимым на себестоимость продукции.

Затраты на топливо ТЭС оцениваются по формуле

З_топ = в Ц Э_отп

где в — удельный расход топлива на отпуск электроэнергии; Ц — цена топлива; Э_отп — количество отпускаемой энергии.

Балансовая прибыль БП, включаемая в расчет тарифов, вычисляется как сумма прибыли, остающейся в распоряжении предприятия (электростанции) ПП, и налого­вых отчислений, уплачиваемых за счет прибыли НП:

БП = ПП + НП.

Расчет средств, расходуемых из прибыли, производится по следующим состав­ляющим:

• капитальным вложениям на развитие производства, предусмотренным программой производственного развития, которая согласована с регулирующим органом;

• затратам на социальное развитие, включая капитальные вложения и средства на образование фонда потребления (в соответствии с программой социального раз­вития, согласованной с регулирующим органом);

• налогам, уплачиваемым за счет прибыли;

• дивидендам по акциям.

Тариф на электроэнергию для i-й электростанции, отпускающей электроэнергию на ФОРЭМ, рассчитывается по формуле

Т_эiотп = ТП_i / Э_iотп

где ТП_i — финансовые средства (количество товарной продукции), необходимые электростанции для выработки электроэнергии и получения прибыли; Э_iотп — объем электроэнергии, отпускаемой i-й электростанцией на ФОРЭМ в период регулирова­ния тарифа (без учета потерь электроэнергии).

2.2.4 Метод расчета одноставочного тарифа на электроэнергию, получаемую с оптового рынка

Электроэнергию с оптового рынка получают дефицитные АО-энерго и отдель­ные крупные потребители, выведенные на ФОРЭМ.

Тариф на электроэнергию, получаемую с оптового рынка, формируется как сред­невзвешенное значение тарифов всех электростанций, отпускающих электроэнер­гию на ФОРЭМ, т. е.

Т_ФОРЭМ = ∑(Т_эiотп ∙ Э_iотп) / Э_пол

где Э_пколичество электроэнергии, получаемой потребителями с ФОРЭМ в период регулирования тарифа, которое рассчитывается при учете потерь электро­энергии в электрических сетях РАО «ЕЭС России» π, т. е.

Э_пол = ∑Э_iотп ∙ (1 - π)

'

Тариф на электроэнергию, получаемую с оптового рынка, не равен тарифам отдельных электростанций, поставляющих ее на ФОРЭМ, а является их средневзве­шенным значением. Поэтому тариф отдельной электростанции (субъекта оптового рынка) всегда больше или меньше тарифа оптового рынка.

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

Метод расчета тарифов на электроэнергию на потребительском рынке аналоги­чен методу расчета их на оптовом рынке. Отличие состоит в том, что в качестве тарифов поставщиков электроэнергии Т_эiотп используются тарифы собственных электростанций АО-энерго и тарифы на покупную электроэнергию с оптового рын­ка, а в качестве Э_iотп и Э_пол — количество электроэнергии, соответственно отпускае­мой на потребительский рынок электростанциями АО-энерго и с ФОРЭМ и получае­мой на потребительском рынке.

Дополнительно средневзвешенный тариф потребительского рынка увеличивает­ся на стоимость услуг по организации функционирования потребительского рынка, расходов на передачу электроэнергии по распределительным электрическим сетям АО-энерго и средств на развитие АО-энерго.

Пример расчета одноставочного тарифа для ТЭС.Годовое количество электроэнергии, отпускаемой ТЭС на оптовый рынок, определяется по формуле

э_тэсотп ⁼ р_тэс ∙t_тэс (1 - сН_тэс)

э_тэсотп = 200 ∙4,74(1 – 0,05)= 900 млн. кВт∙ч.

Топливные затраты на отпуск электроэнергии ТЭС на оптовый рынок определяются как как

З_топ = в Ц э_тэсотп

З_топ = 340 ∙ 400 ∙ 900 ∙ 10^-3 = 122 400тыс. руб.

Амортизационные отчисления ТЭС установлены в размере 3,5 % основных про­изводственных фондов, т. е.

З_ам = 0,035 ∙ 3 ∙ 10³ ∙ 10³ = 105 ∙ 10³ тыс. руб.

Годовой фонд оплаты труда 3_от определяется исходя из нормативной численно­сти промышленно-производственного персонала (ППП) в размере 1,6 чел. на 1 МВт, среднемесячной оплаты труда ППП в размере 6 тыс. руб. в месяц и установленной мощности ТЭС:

3_от = 1,6 ∙ 200 ∙ 6 ∙ 12 = 23 040 тыс. руб.

Платежи в пенсионный фонд, фонды социального страхования и занятости населения рассчитываются следующим образом:

З_пф= 0,28 • 23 040 = 6451,2 тыс. руб.;

З_соц= 0,05 • 23 040 =1152 тыс. руб.;

З_зн= 0,015 • 23 040 = 345,6 тыс. руб.

Затраты на вспомогательные материалы, производственные услуги и прочие устанавливаются в размере

З_вм + З_пу + З_пр = 32 950 + 20 ∙ 10³ + 10 ∙10³ = 62 950 тыс. руб.

В итоге себестоимость производства электроэнергии на ТЭС

Себ_тэс = 122 400 + 8036 + 105 10³ + 62 950 + 23 040 = 321 426 тыс. руб.

Регулируемая балансовая прибыль для ТЭС установлена в размере 12 % себе­стоимости, т. е.

БП_ТЭС = 0,12 Себ = 0,12 ∙ 321 426 = 38 570 тыс. руб.

Налог на прибыль

Н_п= 0,24 ∙ 38 570 = 9257 тыс. руб.

Прочие налоги рассчитываются как

Н_пр= 0,12 ∙ 38 570 = 4628 тыс. руб.

Прибыль предприятия после отчисления всех налогов

ПП = 38 570 - (9257 + 4628) = 13 885 тыс. руб.

Общая потребность ТЭС в финансовых средствах (товарной продукции) опреде­ляется как

ТП_тэс = Себ_тэс + БП_тэс = 321 426 + 38 570 = 359 996 тыс. руб.

Тариф на электроэнергию, отпускаемую ТЭС на оптовый рынок

Т_тэсотп = ТП_тэс / э_тэсотп = 359 996 / 900 400 руб./(МВт∙ч)

2.2.5 Расчет тарифа на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка

Тариф на электроэнергию, получаемую с оптового рынка, формируется как сред­невзвешенное значение тарифов всех электростанций, отпускающих электроэнер­гию на ФОРЭМ, с учетом потерь электроэнергии π = 10 %, т. е.

Т_ФОРЭМ = (400 ∙ 900 + 60 ∙ 2800 + 330 ∙ 6500) / (900 + 2800 + 6500)(1 – 0,1) = 280 руб./(МВт∙ч)

3 Расчет экономической эффективности продажи электроэнергии по дифференцированным по времени суток тарифам

3.1 Проблемы и цель исследования

Режим потребления электрической энергии в течение суток постоянно меняется. При этом в работу включаются различные типы энергетического оборудования. Поэтому в течение суток меняются и затраты на выработку электроэнергии: в часы максимальных нагрузок они выше, а в часы пониженных нагрузок — ниже.

Одним из основных направлений совершенствования отношений электростан­ций и потребителей на рынке электроэнергии является переход от средних по вре­мени суток тарифов (кварталу, году) к тарифам, дифференцированным (различным) по времени суток (базовым, полупиковым, пиковым). Необходимость установления дифференцированных тарифов заключается в том, что предприятие, которое потребляет электроэнергию ночью, когда затраты на выработку электроэнергии являются минимальными, не желает оплачивать ее по повышенному или даже сред­нему тарифу.

При назначении дифференцированных по времени суток тарифов потребитель переносит нагрузку из пиковой зоны в базовую с тем, чтобы оплачивать потреблен­ную электроэнергию по более низкому тарифу. Такой перенос нагрузки экономиче­ски выгоден не только потребителю, поскольку он при этом платит меньше за потребленную электроэнергию, но и электростанциям, так как в этом случае загру­жаются более экономичные базовые энергоблоки.

Цель исследования состоит в том, чтобы научиться рассчитывать тарифы на элек­троэнергию, дифференцированные по времени суток, правильно оценивать прибыль электростанции.

3.2 Содержание расчетов

В соответствии с представленными исходными данными и описанным ниже порядком расчета дифференцированных по времени суток тарифов на электроэнер­гию и прибыли электростанции необходимо выполнить следующее:

1 Рассчитать дифференцированные по времени суток тарифы на электроэнер­гию, отпускаемую электростанцией на потребительский рынок (отдельно при базо­вой и пиковой нагрузке).

2 Оценить объемы затрат, выручки и прибыли электростанции при запланиро­ванных тарифах на базовую и пиковую электроэнергию.

3 Выполнить пофакторный анализ изменения затрат, выручки и прибыли в результате отклонения фактических технико-экономических показателей работы электростанции и тарифов от их запланированных значений.

4 Рассчитать зависимость рентабельности работы электростанции при измене­нии тарифа на пиковую электроэнергию от максимально возможного (утвержденно­го РЭК) до минимального значения.

5 Оценить предельный минимальный тариф на базовую электроэнергию (при фиксированном тарифе на пиковую электроэнергию) и на пиковую электроэнергию (при фиксированном тарифе на базовую электроэнергию) исходя из того, что продажа дополнительной электроэнергии должна принести прибыль.

Электростанция суммарной установленной мощностью 800 МВт работает в составе АО-энерго и продает свою электроэнергию на потребительский рынок. Тарифы этой электростанции рассчитываются для трех зон графика нагрузки (пиковой, полупиковой и базовой).

На рассматриваемой электростанции установлены пиковый, полупиковый и базовый энергоблоки. Топливом для нее служит газ. Технико-экономические пока­затели работы электростанции приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Технико-экономические показатели работы электростанции

3.3 Метод расчета тарифов в различных зонах суточного графика нагрузки

Тарифы, дифференцированные по времени суток, рассчитываются отдельно на электроэнергию, потребляемую в часы пониженных нагрузок (базовые), и на элек­троэнергию, используемую в часы максимальных нагрузок (пиковые).

Рассмотрим пример, в котором суточный график нагрузок условно представлен ступенчатым графиком, имеющим базовую, полупиковую и пиковую зоны нагрузок. Тариф на пиковую электроэнергию рассчитывается следующим образом:

Т_пик = (З _{пост.пик} + З _{топл.пик}) / t_пик = З _{пост.пик} / t_пик + q_пик

где З _{пост.пик} — удельные постоянные затраты на содержание пиковой мощности, руб./кВт; з_{топл.пик} — удельные топливные затраты на выработку пиковой электро­энергии, руб./кВт; t_пик— время работы электростанции при пиковой нагрузке в тече­ние суток, ч; q_пик— топливная составляющая пикового тарифа, руб./(кВт • ч).

Тариф на полупиковую электроэнергию оценивается по выражению

где з_{пост.ппик} — удельные постоянные затраты на выработку полупиковой мощно­сти; з_{топл.ппик} — удельные топливные затраты на выработку полупиковой электро­энергии; t_ппик — время работы при полупиковой нагрузке в течение суток.

Если принять во внимание, что выполняется соотношение

З _{пост.пик} + q_пик t_пик = З _{пост.ппик} + q_ппик t_пик

Где q_пик , q_ппик - топливные составляющие пикового и полупикового тарифов, то тариф можно определить

,

т.е. тариф в полупиковой зоне состоит только из топливной составляющей затрат, поскольку постоянные и частично переменные затраты полупиковых энергоблоков уже были компенсированы в период расчета пиковых (повышенных) тарифов.

Следует помнить, что в часы пиковых нагрузок работают как базовые, так и пиковые энергоблоки, а в часы базовых нагрузок — только базовые, т.е. время ра­боты полупикового энергетического оборудования равно t_пик + t_ппик, а базового — t_пик + t_ппик + t_баз . При этом в часы пиковых нагрузок как для базовых, так и для пико­вых энергоблоков устанавливается одинаковый тариф на электроэнергию.

Тариф на базовую электроэнергию рассчитывается как

где з_{пост.баз} — удельные постоянные затраты на выработку базовой мощности; З_{топл.баз} — удельные топливные затраты на выработку базовой электроэнергии; t_баз — число часов работы при базовой нагрузке в течение суток. Принимая во внимание, что выполняется условие

З _{пост.пик} + q_пик (t_пик + t_ппик)= З _{пост.баз} + q_баз (t_пик + t_ппик)

определяем тариф на базовую электроэнергию

т.е. тариф в базовой зоне складывается только из топливной составляющей затрат базовой электростанции q_баз.

Пример расчета экономической эффективности работы электростанции по дифференцированному тарифу.Пусть электростанция общей установленной мощностью 800 МВт поставляет электроэнергию на розничный рынок. График нагрузки состоит из пиковой, полупи­ковой и базовой зон. Мощность пикового энергоблока составляет 100, полупиково­го 200 и базового 500 МВт. В пиковой зоне суточного графика электрических нагру­зок работают пиковый, полупиковый и базовый энергоблоки, в полупиковой зоне — полупиковый и базовый энергоблоки, а в базовой зоне — только базовый энерго­блок.

Постоянные расходы, связанные с поддержанием мощности, пикового энерго­блока наименьшие, а базового самые высокие. Однако удельный расход топлива, наоборот, самый высокий у пикового энергоблока, а самый низкий у базового. Такое соотношение постоянных и переменных затрат, как правило, всегда выполняется: пиковые энергоблоки включаются для работы на небольшое число часов, поэтому они изготавливаются с меньшими капитальными затратами и большим удельным расходом топлива. Число часов работы в год базового энергоблока больше, поэтому его технологическая схема выработки электроэнергии выполнена так, чтобы топ­ливные затраты были минимальными.

При этом количество электроэнергии, проданной всеми энергоблоками в часы пиковых нагрузок, Э_пик равно сумме объемов электро­энергии, выработанной в часы пиковых нагрузок пиковым Э_{пик.пик}, полупиковым Э _{пик.ппик} и базовым Э_{пик.баз} энергоблоками, т. е.

Э_пик = Э_{пик.пик} + Э _{пик.ппик} + Э_{пик.баз}

Определим объем выработки электроэнергии пиковым энергоблоком Э_{пик.пик} как произведение его установленной мощности Р_пик и годовой продолжительности пиковой нагрузки t_пик:

Э_{пик.пик} = Р_пик ∙ t_пик

Э_{пик.пик} = 100 ∙ 1 = 100 тыс. МВт∙ч

Аналогично рассчитаем количество электроэнергии, вырабатываемой полупико­вым и базовым энергоблоками в пиковой зоне графика нагрузок:

Э_{пик.ппик} = Р_ппик ∙ t_пик = 200 1 = 200 тыс. МВт • ч.

Э_{пик.баз} = Р_баз ∙ t_пик = 500 ∙ 1 = 500 тыс. МВт∙ч

Полное количество электроэнергии, проданной в часы пиковых нагрузок, опре­деляется как

Э_пик = Э_пик._пик + Э_{пик ппик} + Э_{пик баз} = 100 + 200 + 500 = 800 тыс. МВт • ч.

Удельные затраты на выработку пиковой электроэнергии пиковым энергобло­ком, рассчитываются следующим образом:

,

Т_пик = (400 ∙ 400 ∙ 100 ∙ 10^-3 + 500 ∙ 100) / 100 = 176 + 500 = 676 руб/(МВт • ч).

Таким образом, тариф на пиковую электроэнергию составляет 676 руб./(МВт • ч).

Тариф на электроэнергию в полупиковой части графика электрических нагрузок рассчитывается по затратам на топливо, сжигаемое полупиковым энергоблоком в часы полупиковых нагрузок,

= 400 ∙ 400 ∙ 10^-3 = 160 руб/(МВт • ч).

Тариф на электроэнергию в часы базовых нагрузок определяется топливными затратами на выработку электроэнергии базовым энергоблоком в часы базовой нагрузки

= 320 ∙ 400 ∙ 10^-3 = 128 руб/(МВт • ч).

Убедимся в том, что энергетическое оборудование всех типов (пиковое, полупиковое и базовое) при рассчитанных выше тарифах обеспечивает сбор денежных средств (товарной продукции) в полном объеме, несмотря на то что тарифы в часы полупиковых и базовых нагрузок значительно меньше тарифа в часы пиковых нагрузок.

За время работы в часы пиковой нагрузки пиковый энергоблок вырабатывает 100 тыс. МВт∙ч электроэнергии, которая продается по тарифу 676 руб/(МВтч). При этом денежная выручка

ТП_пик = Т_пик Э_пик._пик= 676 • 100 = 67 600 тыс. руб.

Фактические затраты на выработку электроэнергии пиковым энергоблоком

З_пик = З_{топл.пик} + З_{пост.пик} = в_пикЦЭ_{пик.пик}+ з_{пост.пик}Р_пик =

= 440 • 400 • 100 • 10^-3 + 500 • 100 = 17 600 + 50 • 10³ = 67 600 тыс. руб.

Таким образом, тариф на пиковую электроэнергию полностью компенсирует затраты на ее производство пиковыми энергоблоками.

Денежная выручка (объем товарной продукции) при работе полупикового энер­гоблока электростанции

ТП_ппик = Т_пик Э_пик._ппик + Т_ппик Э_ппик._ппик =

= 676 • 200 +160 • 400 = 135 200 + 64 • 10³ = 199 200 тыс. руб.

Фактические затраты на выработку электроэнергии полупиковым энергоблоком

З_пик = в_ппикЦЭ_ппик+ з_{пост.ппик}Р_ппик =

= 96 • 10^л + 103 200 = 199 200 тыс. руб.

Таким образом, тарифы на электроэнергию в пиковой и полупиковой зонах гра­фика электрической нагрузки полностью покрывают фактические затраты (постоян­ные и переменные) на выработку электроэнергии полупиковым энергоблоком элек­тростанции. Это объясняется тем, что постоянные и частично переменные затраты на полупиковый энергоблок полностью компенсируются путем продажи части элек­троэнергии в размере 200 тыс. МВт-ч в часы максимума нагрузки по пиковому тари­фу, равному 676 руб/(МВт-ч).

Аналогично рассчитывается денежная выручка (объем товарной продукции), получаемая при работе базового энергоблока:

ТП_баз = Т_пик Э_пик._баз + Т_ппик Э_ппик._баз + Т_баз Э_баз =

676∙500+ 160∙ 1000+ 128∙2000 = 754 • 10³ тыс. руб.

Фактические затраты на выработку электроэнергии базовым энергоблоком

З_баз = в_базЦЭ_баз + з_{пост.баз}Р_баз =

= 320 • 400 (500 + 1000 + 2000)10^-3 + 612 • 500 = 754 • 10³ тыс. руб.

Тарифы на электроэнергию в пиковой, полупиковой и базовой зонах графика электрической нагрузки полностью покрывают фактические затраты (постоянные и переменные) на выработку электроэнергии базовым энергоблоком электростанции.

Постоянные и частично переменные затраты на базовый энергоблок полностью ком­пенсируются путем продажи части электроэнергии в размере 1500 тыс. МВт- ч в часы пиковой (500 тыс. МВт-ч) и полу пиковой (1000 тыс. МВт • ч) нагрузок соответ­ственно по пиковому тарифу, равному 676 руб/(МВт-ч), и полупиковому тарифу, составляющему 160 руб/(МВт- ч). Остальные топливные затраты базового энерго­блока компенсируются в часы базовой нагрузки по тарифу, равному только топлив­ной составляющей затрат, т.е. 128 руб/(МВт∙ч).

4 Экономическая оценка эффективности продажи электроэнергии по двухставочному тарифу

4.1 Проблемы и цель исследования

При составлении баланса электроэнергии и мощности на оптовом и потребитель­ском рынках исходят из того, что в условие покрытия потребности потребителей в электроэнергии и мощности включаются выработки прежде всего тех электростан­ций, которые имеют наименьшие тарифы. Электростанции, тарифы для которых имеют максимальные значения, в баланс электроэнергии и мощности не включают­ся. Таким образом, эти электростанции теряют возможность поставлять электро­энергию и мощность на рынки.

РЭК субъектов РФ устанавливают одноставочный тариф для потребителей (тариф на электроэнергию). Затем этот тариф разделяется на тариф на мощность и тариф на электроэнергию.

При снижении в последние годы потребления электроэнергии многие электро­станции стали нести меньшую нагрузку, в результате чего образовался избыток установленной электрической мощности. В условиях экономичного хозяйствования необходимо избавиться от излишней мощности. Однако до сих пор такая процедура на многих электростанциях не производится, а затраты на поддержание лишней мощности включаются в тариф на электроэнергию, и их оплачивает потребитель. Все это увеличивает тариф.

В настоящее время для повышения эффективности работы электростанции осу­ществляется переход на расчет по двухставочному тарифу: отдельно на мощность и на электроэнергию.

Цель исследования заключается в том, чтобы научиться правильно рассчитывать двухставочный тариф.

4.1.1 Исходные данные и содержание расчетов

В соответствии с исходными данными и описанным ниже методом расчета двухставочного тарифа предлагается выполнить следующее:

1. Рассчитать двухставочные тарифы, отпускаемые электростанцией на потре­бительский рынок.

2. Оценить плановые объемы затрат, выручки и прибыли электростанции при запланированных двухставочных тарифах.

Выполнить пофакторный анализ изменения затрат, выручки и прибыли в результате отклонения фактических технико-экономических показателей работы электростанции и тарифов от их запланированных значений.

4. Определить тарифы на мощность и электроэнергию для потребителей.

Продавцом электрической энергии на оптовом рынке (субъектами ФОРЭМ) является ТЭС.

ТЭС установленной мощностью 200 МВт работает в полупиковом режиме с использованием ее установленной мощности в течение 4740 ч в год.

Годовой отпуск электроэнергии на оптовый рынок определяется путем умноже­ния установленной мощности электростанции на годовое число часов использова­ния установленной мощности за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций.

Технико-экономические показатели различных типов электростанций приведе­ны в таблице 3.

Таблица 3 - Технико-экономические показатели работы электростанций, отпускающих электроэнергию на оптовый рынок

4.2 Метод расчета двухставочного тарифа

Электростанции имеют разные затраты на выработку электроэнергии и содержа­ние 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 типов электростанций затраты можно условно разделить на постоянные и переменные.

Постоянные затраты не зависят от того, вырабатывает электростанция электро­энергию или простаивает без нагрузки. Они складываются из затрат на содержание администрации, промышленно-производственного персонала, зданий и сооруже­ний, отчислений на амортизацию производственного оборудования, расходов на техническое обслуживание и ремонт оборудования, налога на имущество, платы за землю, затрат на обслуживание заемного капитала и доходов акционеров.

Переменные затраты включают в себя в основном расходы на топливо для выра­ботки электроэнергии и прочие небольшие затраты, которые имеют место только тогда, когда электростанция вырабатывает электроэнергию.

Соотношение постоянных и переменных затрат зависит от типа электростанции. Так, на ТЭС основные расходы идут на покупку топлива и составляют 40—65 % всех затрат. ГЭС, наоборот, имеют низкие переменные затраты, составляющие примерно 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 определения тарифа на мощность положены постоянные затраты, а тарифа на электроэнергию переменные затраты.

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

Тариф на мощность, отпускаемую электростанцией на оптовый или потребитель­ский рынок (тариф на шинах электростанции), в расчете на месяц определяется сле­дующим образом:

где З_{м пост} — постоянные годовые затраты на содержание установленной мощности; П_м — прибыль, относимая на мощность; Р_уст — установленная мощность. Тариф на мощность для потребителя определяется по формуле

где Р_{заяв max} — среднемесячная заявленная потребителем максимальная нагрузка, которая указывается в договоре на электроснабжение между энергоснабжающей организацией и потребителем.

Тариф на мощность для потребителя Т_м.потр всегда больше тарифа на мощность на шинах электростанции Т_м.отп во столько раз, во сколько установленная мощность электростанции Р_уст превышает заявленную потребителем максимальную нагрузку Р_{заяв max}. Отсюда следует, что в тарифе на мощность электростанция заранее закла­дывает затраты на содержание всей установленной мощности, а не только на выра­ботку мощности, необходимой потребителю, которая заявляется им в договоре. При этом тариф для потребителя постоянно завышается. В этом состоит недостаток используемого метода расчета тарифа на мощность.

Дополнительно тариф для потребителя Т_м.потр возрастает на значение потерь мощности, которые возникают при передаче электроэнергии по ЛЭП от электро­станции к потребителю. Однако потери мощности происходят по объективным причинам, и компенсация в тарифе затрат на восполнение этих потерь вполне оправданна.

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

где З_топл — годовые затраты на топливо; П_э — прибыль за счет продажи электро­энергии; Э_отп — количество годовой электроэнергии, отпускаемой электростанцией на рынок.

Тариф на электроэнергию для потребителя определяется по формуле

где Э_потр — количество потребляемой электроэнергии (в расчете на год), которое указывается в договоре, заключаемом между энергоснабжающей организацией и потребителем.

Тариф на электроэнергию для потребителя Т_э.потр всегда выше, чем тариф на шинах электростанции Т_э.отп на значение потерь электроэнергии при ее передаче по ЛЭП, определяемое отношением Э_отп / Э_потр.

Пример расчета двухставочного тарифа для ТЭС.Вначале рассчитывается одноставочный тариф на электроэнергию. Одноставочный тариф на электроэнергию ТЭС составляет 400 руб/(МВт • ч) (без учета налога на добавленную стоимость).

Далее рассчитывается двухставочный тариф (отдельно на мощность и электро­энергию).

Тарифная ставка на мощность (тариф на мощность) для ТЭС определяется сле­дующим образом.

Оцениваются постоянные затраты, не зависящие от количества выработанной электроэнергии и включающие амортизационные отчисления, затраты на оплату труда, платежи в различные фонды, затраты на вспомогательные услуги и прочие:

З_пост = З_ам + З_от + З_пф + З_соц +З_зн + З_вм + З_пу + З_пр =

= 105 • 10³ + 23 040 + 8036 + 62 950 = 199 026 тыс. руб.

Тариф на мощность (тариф на шинах электростанции) в расчете на месяц опреде­ляется следующим образом:

В пересчете на э