Главная страница -> Технология утилизации

Перекрестное субсидирование в российской электроэнергетике. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.

РАЗВИТИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

Цели Генерального плана развития системы ЛЭП состоят в том, чтобы:

· Определить, какие новые ЛЭП должны быть сооружены за период данного исследования для подключения к новым узлам нагрузки, и разработать оптимальную конфигурацию ЛЭП, зоны и уровни напряжения для этих ЛЭП

· обеспечить оптимизацию баланса реактивной мощности, а если это не удастся, предложить установку нового оборудования для регулировки напряжения, то есть дроссели, конденсаторы и т.д. В это исследование также входит определение реальной мощности регулирующего оборудования связанного со станцией и того, в какое время суток станции могут быть использованы для регулирования напряжения.

· Обеспечить условия, при которых линии электропередачи были бы экономично загружены на протяжении периода планирования, и предложить своевременную модернизацию ЛЭП и/или уровни напряжения, когда это необходимо

· Обеспечить условия, при которых конфигурация сети соответствовала бы установленным критериям планирования

системы электропередач

Проводится анализ работы существующей системы. Этот анализ основывается на данных, собранных во время этапа сбора информации:

· местные критерии уровней напряжения

· технические данные действующих ЛЭП и трансформаторов

· оценка имеющегося потенциала для развития и соответствие условиям (Н-1)

· определить какие мероприятия необходимо провести, чтобы поддерживать как бесперебойное снабжение энергией, так и надежность снабжения.

· российские стандарты регулирования напряжения и предельных нагрузок ЛЭП

· оценка затрат на сооружение ЛЭП, подстанций и трансформаторов с учетом российских расценок

· определить мероприятия, проведение которых может принести пользу региону

Новые магистральные ЛЭП и обслуживаемые ими, по принципу оптимальности определенные зоны, а также оптимальный уровень напряжения будут включены в систему, в том случае, если это будет экономически оправданно или по соображениям надежности, которые определены условиями планирования. Основанием для возможного расширения системы ЛЭП могут быть:

· Электрификация. Подключение не электрифицированных территорий.

· Повышение надежности системы путем расширения узловой сети. Это мероприятие также уменьшило бы нагрузку на существующие ЛЭП и улучшило бы ситуацию с перепадами напряжения.

· Позволить безопасный отпуск произведенной на новых электростанциях энергии в электросеть

· Сократить объемы сквозной передачи энергии через страну/регион, которые происходят из-за появления новых электростанций или наличия значительных расстояний между производителями энергии и узлами нагрузки

Существующую систему также можно было бы оптимизировать и усилить новыми ЛЭП, подстанциями, трансформаторами и прочим оборудованием по следующим причинам:

· существуют ЛЭП, которые близки к перегрузке или оказались на экономически неоптимальных участках в результате возросших потребностей в транспортировке энергии

· существующий уровень напряжения слишком низок для транспортировки энергии

· баланс реактивной мощности не является оптимальным, что увеличивает потери в системе.

системы лэп

Приведенная ниже таблица может проиллюстрировать процедуры планирования мощностей по транспортировке энергии. При изучении таблицы следует иметь в виду, что планирование систем ЛЭП не является отдельным заданием в рамках подготовки этого плана. Это задача, которая требует значительной согласованности с процессом планирования производства энергии и нуждается в подробных исходных данных, учитывающих заданные критерии и результаты прогнозирования спроса на нагрузку.

Мероприятия по планированию развития магистральных лэп

Этап

Мероприятие

Выполнить Анализ потокораспределения нагрузки на первые 10 лет, используя только существующие мощности, способные расширяться (передача, производство и энергосистема). Выявить необходимые работы по расширению мощностей ЛЭП, требующиеся для подключения новых электростанций.

Проанализировать какие новые узлы нагрузки есть возможность подключить к электросети за время проведения исследования. Подсчитать расходы/выгоду от подключения.

Подключить новые центры нагрузки и создать новые годовые потоки нагрузки

Подключить новые электростанции – кандидаты, определенные в ходе прогнозирования производства электроэнергии; определить оптимум развития систем передачи энергии необходимый для подключения новых электростанций. Создать новые потоки нагрузки. Совместно с инженером по транспортировке энергии проложить маршруты новых коридоров ЛЭП.

Оптимизировать систему передачи энергии в отношении обслуживаемых зон, уровней напряжения, узлов электросетей и потерь.

Провести анализ случаев отключения

Определить самую значительную аварию в системе, с которой система могла бы справиться сама (условия) и показать, что система устойчива к этой аварии. (Там где это необходимо.)

Выполнить концептуальный анализ (потокораспределение нагрузки) за последние 15 лет по пятилетним периодам, где это необходимо.

При выполнении работы, выявляются мероприятия по развитию и усилению мощностей на краткосрочную перспективу, чтобы выполнить условия планирования по повышению надежности. Разрабатываются предложения по средне- и долгосрочному развитию для того, чтобы оптимизировать и точно отрегулировать функционирование системы передачи энергии.

Моделируются ситуации предельной нагрузки системы, то есть условия пред-максимальной и пониженной нагрузок. Это необходимо для обеспечения регулирования уровня напряжения, а также для снижения размеров потерь.

Определяется иерархия диспетчерских центров и описываются их функции в работе энергетической системы. Проводится анализ процесса диспетчеризации на уровне региона, а также потоки энергии, идущие по межсистемным линиям, и управление ими.

Определяется, в техническим и географическом плане, местонахождение каждого региона в Российской Федеральной единой энергосистеме; проводится анализ межрегиональных энергетических потоков.

На базе имеющейся информации проводится анализ работы диспетчерских центров.

МЕТОДОЛОГИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

Главной задачей энергетических сооружений является производство и распределение электроэнергии, по возможности, с самыми низкими затратами, и в то же время, поддержание надежности системы и качества поставок на соответствующем уровне.

Надежность энергетических систем определена как:

· Мощность = способность удовлетворять потребность в электроэнергии в любое заданное время

· Энергия = способность поставить требуемые объемы электричества в течение более продолжительного периода времени (дня, недели, года).

В первую очередь, именно потребность в энергии и мощности определяет, нуждается энергосистема в развитии или нет. Для того чтобы оценить будущие потребности в энергии, пиковые нагрузки системы и спрос на энергию составляются прогнозы на кратко- и долгосрочную перспективу.

Кроме повышенного спроса, появление новых производственных мощностей может определяться также и другими факторами, например прекращением эксплуатации существующих генерирующих мощностей или рост цен на топливо.

В связи с проблемой глобального развития системы необходимо ответить на следующие вопросы:

· Когда должно производится расширение мощностей?

· Какого типа электростанция(и) может быть построена?

· Какие виды топлива доступны для использования?

· Какова оптимальная мощность энергоблока?

· Где должна быть расположена электростанция(и)?

· При крупномасштабном наращивании мощностей – какое сочетание электростанций являются оптимальным?

Эти проблемы должны получить оценку с учетом конфигурации существующей энергосистемы. Кроме технических, экономических аспектов вопроса и аспектов, связанных с системой в целом, должны также быть учтены различные ограничения, такие как политические факторы или вопросы охраны окружающей среды.

До принятия решения относительно расширения энергосистемы необходимо оценить различные имеющиеся варианты развития. При проведении оценки, затраты на развитие мощностей сравниваются с возможной выгодой для системы производства.

При оценке вариантов развития, производится скорее оценка того, какие выгоды это развитие принесет всей системе производства энергии по сравнению с понесенными затратами. Речь не идет о простом исследовании развития отдельного предприятия. Сам по себе, отдельный проект может быть очень хорошим, не имея, однако никакой ценности для единой энергосистемы. Другие выгоды, которые необходимо получить при этом состоят в том, что развитие системы производства увеличивает надежность системы с точки зрения мощности и энергии. Это означает уменьшение угрозы отключения электричества и перехода на нормирование отпуска нагрузки.

Производственные расходы включают постоянную и переменную составляющие, при этом постоянные затраты должны быть понесены независимо от количества произведенной энергии. В основном они представляют собой инвестиции в электростанции, а также определенные расходы на персонал и техническое обслуживание.

Строительство новой электростанции приводит к увеличению постоянных затрат на эксплуатацию энергосистемы. Однако, если рассмотреть относительные переменные затраты с учетом влияния, которое развитие оказывает на систему производства в целом, то эти затраты обычно сокращаются, поскольку производство на новой электростанции обычно заменяет энергию, которая, в противном случае, поступила бы с другой электростанции с более высоким уровнем переменных издержек.

Новая электростанция также сократит расходы, которые система несет по причине перебоев в подаче электроэнергии. Сокращение переменных производственных затрат в системе обычно называется производственной выгодой, и таким образом при оценке стоимости энергии проводится по статье прибыли.

Условия для обеспечения прибыльности развития определенного вида энергии, v, складываются когда:

, где (1),

DPv : показатель повышенной надежности

DWv : показатель надежности энергии

DNv : выгода от дополнительного производства

DCv : дополнительные постоянные затраты на развитие

В системе с высокой надежностью подачи мощности или другими словами там, где риск дефицита мощности незначителен, показатель дальнейшего повышения уровня надежности мощности незначителен. Поэтому значение DPv будет невысоким, а показатель энергии DWv будет определяющим. Подобная система обычно характеризуется как энергоориентированная . В обратной ситуации, о системе говорят, что она ориентирована на мощность .

ЗАТРАТЫ

Относящиеся к данной энергосистеме годовые затраты изменяются в соответствии с размерами потребления (Рис.1). Однако, существуют определенные постоянные затраты которые должны быть понесены независимо от объемов потребления. При ежедневной эксплуатации производственных мощностей производство разделено между различными электростанциями так, чтобы, принимая во внимание возможные ограничения системы, переменные затраты были как можно ниже. О средней суммарной стоимости произведенного кВтч электроэнергии в существующей системе производства говорится, как о средних затратах. В средние затраты включены постоянные и переменные затраты.

Рис. 1. Пример затрат на производство электроэнергии в сравнении с нагрузкой в существующей системе производства

По мере роста спроса в эксплуатацию должны постепенно вводиться станции с более высокими переменными затратами. Затраты на дополнительное производство электроэнергии, то есть предельные затраты, таким образом, увеличиваются, и кривая общих затрат становится все круче и круче.

Для данного спроса, угловой коэффициент для тангенса кривой пропорционален предельным затратам при незначительном изменении спроса. Для того же уровня спроса, угловой коэффициент линии выходящей из начала координат пропорционален средней стоимости произведенной энергии. Средняя стоимость будет самой низкой при таком спросе, когда линия выходящая из начала координат касается кривой, то есть когда средние и предельные затраты равны. Тогда единая система производства электроэнергии используется оптимально.

Этот вид предельных затрат, то есть те затраты, которые связаны с изменениями нагрузки в данной энергосистеме, обычно именуются краткосрочными предельными затратами (КПЗ). Для того, чтобы внести ясность, краткосрочные предельные затраты могут быть выражены как затраты на выработку одного дополнительного КВт электричества в пределах структуры существующей системы производства. Краткосрочные предельные расходы обычно называются предельная стоимость энергии. В литературе может также встречаться более старое название – предельная сетевая цена.

Вышесказанное касается существующей энергосистемы. Для развивающейся системы, ситуация с затратами может быть изображена множеством кривых, каждая из которых представляет стадию развития. Рис. 2 показывает ситуацию планирования, в которой Кривая 1 отражает существующую систему и Кривые 2 - 4 иллюстрируют этапы последовательного развития. Огибающая кривая представляет низший предел для общих затрат, если энергосистема развита оптимальным образом. Тогда ее угловой коэффициент пропорционален значению, которое обычно называется долгосрочные предельные затраты (ДПЗ).

Рис. 2 Пример развития производственной системы.

Долгосрочные предельные затраты, могут быть выражены, как средние затраты на производство новой мощности для определенного запланированного развития. Более корректно это можно определить, как самые низкие, по возможности, затраты на выработку одного дополнительного КВт электричества, когда исходные факторы в системе производства могут быть подвержены произвольным изменениям. Иначе говоря концепция долгосрочных предельных затрат является новаторской. Для того чтобы рассчитать значение долгосрочных предельных затрат, необходимо произвести расчеты аналогичные исследования в области инвестирования.

Долгосрочные и краткосрочные предельные затраты являются одинаковыми при таких уровнях нагрузки, где огибающая кривая касается других кривых. Сразу же слева от точки соприкосновения, краткосрочные затраты понижаются, и наоборот. Поэтому при оптимальном развитии системы производства краткосрочные предельные затраты будет колебаться вокруг размеров долгосрочных предельных затрат.

С другой стороны, поскольку средние затраты ретроспективны, никакой прямой связи между средними затратами и долгосрочными предельными затратами не существует. Был построен график, соответствующий текущей ситуации, то есть отражающий тот факт, что в будущем нам будет нужно использовать более дорогие производственные мощности, чем до сих пор. Таким образом, средние затраты будут ниже долгосрочных предельных затрат.

Оценка запланированного развития имеет своей целью создание как можно более оптимальной системы производства электроэнергии в будущем. Эта система может быть оптимизирована различными способами, в зависимости от того, какие фундаментальные цели должны быть достигнуты, и какие ограничения сформулированы и имеют силу. Ниже представлены три примера:

1. Надежность системы максимально повышена с учетом средств, имеющихся для инвестирования

Эта методика используется главным образом в системе с низким уровнем надежности системы. В этом случае, основная цель состоит в том, чтобы поднять уровень надежности системы. Ограничивающим фактором, таким образом, являются размеры имеющегося для развития системы инвестиционного капитала.

2. Инвестиционные и производственные затраты максимально сокращены в соответствии с установленными условиями надежности системы.

Вторая методика подразумевает, что решение о более низком допустимом уровне надежности системы принято заранее, то есть минимальная степень надежности системы определена. Это может быть достигнуто, например, определением минимально приемлемой резервной мощности. Тогда основываясь на установленных предварительных условиях, инвестиционные и производственные затраты будут максимально снижены.

Минимальные пределы надежности системы, устанавливаются, например, когда в системе производства сотрудничает несколько производителей. В таких случаях, на этом основании устанавливаются единые критерии или нормы. Отдельные компании могут оптимизировать свои программы развития и по таким критериям проверять надежность своих систем.

3. Полная экономическая оптимизация

В третьей методике, все параметры оценки связаны с затратами. Соответствующие сокращенным переменным затратам преимущества развития сравниваются с возросшими постоянными затратами. Тогда оптимизация будет выражаться в сокращении суммарных затрат системы, функционирующей в рамках некоторой структуры критериев. Данная методика используется тогда, когда необходимо оценить отдачу от дополнительного производства на национальном уровне. Критериям для надежности системы можно также давать экономическую оценку, что делает возможным определить оптимальный уровень надежности системы в данной системе.

Методика полной экономической оптимизации – это методика, которая обычно используется для оптимизации энергогенерирующей системы; далее она описана более подробно.

При оценке развития системы методикой полной экономической оптимизации, необходимо, чтобы все параметры в оценке были выражены в виде затрат.

Согласно определению, прибыль уже равна сокращенным переменными затратами на производство. Показатель повышенной надежности системы также может быть выражен как сокращенные затраты, введением понятия потери вследствие дефицита . Определенный уровень надежности для системы производства электроэнергии означает, что имеется соответствующий риск дефицита энергии в систему. Высокий уровень надежности системы соответствует низкому уровню риска дефицита и наоборот. Каждый уровень риска в связи с дефицитом мощности и энергии связан с определенными расходами для общества, так называемыми затратами вследствие дефицита. В случае повышенной надежности системы, уровень риска дефицита понижается и, таким образом, и затраты вследствие дефицита.

Дефицит мощности означает, что спрос на электричество не может быть удовлетворен из-за недостаточного доступа к произведенной энергии или недостаточной пропускной способности средств передачи энергии. Такая ситуация может иметь место, например, при слишком жаркой погоде и/или в связи со значительными авариями на электростанциях или в единой национальной энергосистеме. Следствием этого может стать необходимость немедленного отключения некоторых групп потребителей во избежание краха всей системы. Это может быть сделано, так называемым, веерным отключением, при котором попавшие под эту меру потребители отключаются лишь на ограниченные периоды времени. Однако сначала могут быть предприняты различные меры рыночного характера, чтобы стимулировать клиентов к добровольному снижению объемов потребления на время данного критического периода.

Дефицит энергии выражается в том, что при наличии возможности немедленного удовлетворения спроса на нагрузку, энергии не хватает, чтобы удовлетворить весь спрос в течение более продолжительного периода времени, например дня, недели или месяца. Способность системы справиться с электроснабжением может быть ограничена низкими запасами топлива или низкой эксплуатационной готовностью тепловых электростанций. По сравнению с недопоставками мощности, недопоставки энергии можно предвидеть другим способом и запланировать мероприятия по их нейтрализации. В таких электросетях необходимо провести мероприятия, направленные на снижение спроса и, в худшем случае, перейти на прямое нормирование.

В плане последствий, вызванных дефицитом, затраты по причине недопоставки мощности часто называют затратами вследствие перебоев. Соответствующим термином для дефицита энергии является затраты, вызванные нормированием отпуска, или затраты в связи с недопоставленной энергией.

Термины, включенные в оценку такого рода, получают следующее выражение в виде затрат:

, где (2)

DVCv : значение повышенной надежности мощности

DVWv : значение повышенной надежности энергии

DPBv : доход от дополнительных объемов продукции

DECv : дополнительные постоянные затраты на развитие

Рис. 3 Пример полной экономической оптимизации.

Экономическая оптимизация означает, что суммарные годовые затраты энергогенерирующей системы сведены к минимуму. Это показано ниже на Рисунке 3. Сделаны попытки, чтобы найти точку, в которой сведены к минимуму как постоянные и переменные затраты энергетических компаний, так и затраты клиента в случае недопоставок. Поэтому данная методика может представлять собой своеобразный метод социально-экономической оптимизации.

Когда энергосистема находится в оптимальных экономических условиях, постоянные затраты на развитие равны сниженным в результате развития затратам. Игнорируя тот факт, что развитие не происходит непрерывно, а скорее поэтапно, система пребывает в оптимальных экономических условиях, при выполнении следующего условия:

где (3)

Dcs: снижение затрат системы вследствие дефицита мощности как результат развития

Dws: снижение затрат системы вследствие дефицита энергии как результат развития

Dvs: снижение в системе переменных затрат на производство как результат развития

Dfc: повышение постоянных годовых затрат как результат развития

При постоянном соотношении между всеми указанными выше видами затрат, наиболее экономичным развитием системы было бы однородное развитие электростанций всех типов. Однако изменения в обществе и внедрение новых технологий подразумевает, что стоимость различных видов энергии меняется относительно друг друга, то есть, начинают использоваться новые источники электроэнергии, изменяются схемы потребления и т.д., а это означает, что члены уравнения непрерывно меняют свои численные величины.

Значения членов уравнения зависят, как от типа рассматриваемой электростанции, так и от конфигурации энергосистемы, посредством которой производится снабжение.

Различные типы источников энергии имеют различные соотношения между постоянными и переменными затратами. Например, прибыль от производства, то есть сокращение переменных производственных затрат в системе, является существенной в случае развития гидроэлектростанции, тогда как она равна нулю в случае развития газотурбинной электростанции, поскольку эксплуатация этого типа энергогенерирующих мощностей сопряжена с высокими переменными затратами. Для этих двух видов производственных мощностей, встречный компенсационный эффект достигается в форме значительного и незначительного увеличения постоянных годовых затрат соответственно.

Когда сравниваются различные варианты развития, очень важно, каким способом рассчитаны постоянные затраты. Например, часто обсуждается стоимость капитала. Высокие капитальные затраты не стимулируют развитие фондоёмких электростанций, так как высокая процентная ставка означает, что капитальные затраты повысятся. Высокая дисконтная ставка означает, что текущие расходы имеют большее значение, чем расходы будущих периодов.

Различные производственные альтернативы вписываются в систему различными способами. Для производства базовой нагрузки, используются электростанции с высокими постоянными и низкими переменными затратами. Высокие постоянные затраты затем могут быть компенсированы большим количеством часов эксплуатации. Для пиковых мощностей, используются электростанции с низкими постоянными затратами, у которых переменные затраты обычно выше. Поскольку сделано всё возможное, чтобы свести к минимуму общие затраты системы, важно найти оптимальный баланс между объемами электроэнергии, вырабатываемой на различных станциях.

Другие факторы также могут иметь значение для окончательного выбора типа электростанции. Например, воздействие электростанций на окружающую среду может существенно повлиять на выбор лучшей альтернативы развития. В ситуации напряженных поставок, такой фактор как продолжительность времени, необходимого для наращивания мощностей, также может иметь решающее значение.

Фактически осуществляемое развитие системы не зависит исключительно от результата внутренней оценки, но значительно чаще подвержено серьезному влиянию со стороны внешних факторов, таких как политические решения.

На Рис. 4, кривая общих затрат имеет относительно большой радиус относительно точки оптимума. Вследствие неопределённости предположений, используемых в вычислениях для проведения оптимизации, например, о предстоящих затратах на топливо или об уровнях спроса, предпочтение обычно отдается показателю мощности который несколько выше оптимального уровня.

Рис. 4. Пример полной экономической оптимизации с учетом неопределённости ситуации

DP и DW (в уравнении 2), отражающие затраты вследствие дефицита прямо связаны с надежностью системы. Следовательно, полная экономическая оптимизация дает также оптимизацию уровней надежности мощности и энергии в производственной системе.

Для того чтобы правильно определить период реализации следующего проекта в развивающейся энергосистеме должны быть определены некоторые критерии, которые описывают оптимальную и/или требуемую безопасность и качество поставок. Такими критериями часто являются:

· Приемлемый риск дефицита мощности

· Приемлемый риск дефицита энергии

· Критерии резерва установленной мощности

Критерий риска дефицита мощности обычно называется критерием ВСН (вероятность сброса нагрузки) и может быть выражен как количество часов в год, когда допустим дефицит мощности. ВСН отражает вероятность того, что любая комбинация сбоев генератора/турбины в любой данный момент является большей, чем резерв установленной мощности системы на момент сбоя. Этот критерий, однако, не определяет размеров дефицита энергии, имевшего место в результате сбоя. Поэтому критерий ВСН следует использовать как отдельный критерий. Его необходимо сочетать с экономическими последствиями возможных аварий, и его оптимальное значение должно устанавливаться для каждой системы, в которой он применяется.

Экономические затраты понесенные из-за дефицита энергии (так называемая, неотпущенная энергия), которые являются следствием дефицита мощности должны быть определены количественно. Затраты по неотпущенной энергии должны не только отразить экономические убытки, которые энергетическое предприятие понесет от сократившихся объемов реализации, но должны также включать затраты для народного хозяйства, поскольку данное предприятие не является частным, а производство товара стоит денег. Принимая во внимание эти расходы, затраты по неотпущенной энергию могут колебаться в пределах 0.25-10 дол. США/кВт, в зависимости от структуры промышленного сектора и экономического развития страны.

Наконец, часто используется критерий резерва и/или горячего резерва. Этот критерий определяет горячий или вращающийся резерв и эксплуатационный резервный запас, который должен всегда присутствовать в системе. Обычный его объем – это 10-20% установленной мощности или эквивалент самой крупной станции энергосистемы.

Комбинация этих трех критериев может использоваться во время изучения типов мощностей планируемых к расширению, чтобы выбрать оптимальное время для реализации нового проекта.

После того как определены критерии, должен быть составлен список возможных типов мощностей, планируемых к расширению (кандидатов). Список может включать следующие позиции, но не ограничен ими:

Тепловая энергия: установки комбинированного цикла

Газовые Турбины

Паровые установки на угле

Паровые установки на мазуте

Дизельные установки

ГЭС:

Объединение с соседними энергосистемами.

НПЭ (Независимые производители энергии)

Вероятно, некоторые из этих вариантов могут быть сразу отвергнуты, поскольку могут не соответствовать политике энергетического предприятия или, как очевидно нереальные.

Должна быть определена цель оптимизации. Существует несколько вариантов:

· Основанные на спросе общие затраты предприятия на производство электроэнергии

· Доход энергетического предприятия

· Произведенная энергия

Обычно выбор оказывается простым делом, так как вторая и третья альтернатива подразумевали бы, что спросом клиента можно пренебречь или осуществлять его почасовое регулирование. Тогда проблема, которую необходимо решить, может быть определена следующим образом:

Оптимизация развития энергосистемы с учетом определенных критериев, при которой сведены к минимуму как инвестиционные затраты на развитие, так и переменные затраты на производство электроэнергии.

При выполнении данной оптимизации (сведению к минимуму) доходы от продаж и финансовые затраты не учитываются. Оптимизация будет представлять чистый экономический анализ, в котором с технической и экономической точки зрения сравниваются различные альтернативы развития. После определения самого подходящего с экономической точки зрения проекта, необходимо подвергнуть его отдельному финансовому анализу.

Программный пакет GOSP представляет собой программное обеспечение для моделирования энергогенерирующих систем, которое было разработан компанией SWECO для внутреннего пользования. Хотя обычно этот пакет не является коммерческим продуктом, его передали некоторым клиентам SWECO в рамках выполнения задачи по передачи новых технологий.

GOSP был создан для решения задач по оптимизации ГЭС, для разработки планов развития энергетики с минимальными затратами, проведения исследований по объединению энергосистем и для изучения существующих энергосистем. SWECO также осознала необходимость иметь возможность более детального моделирования работы ГЭС и программирования местные условий для энергогенерирующих систем своих клиентов. Поэтому, был разработан GOSP, базовый пакет, в который интегрируются модули, которые могут быть настроены для каждой вырабатывающей электроэнергию системы с учетом ее особенностей.

Пакет состоит из нескольких базовых модулей, которые используются в каждом моделировании, а именно:

· Графический интерфейс

· Пиковая нагрузка и спрос энергии

· Создание графиков продолжительной нагрузки

· Определение уровней цен на тепловую энергию (для взаимодействия с ГЭС)

· Моделирование ветроэлектрической станции

· Моделирование ГЭС

· Планирование технического обслуживания

· Моделирование тепловой электростанции

· Совместная работа ГЭС и тепловой электростанции

· Экономические расчеты

· Данные об окружающей среде

· Выходные данные

Модель GOSP представляет собой модель с несколькими реками и водохранилищами, она создана для оптимизации использования гидро/теплоэнергетических систем по производству электроэнергии и взаимодействия этих двух типов энергетических предприятий. Каждая ГЭС представлена вместе с ее основными параметрами и параметрами реки, на которой она расположена. Именно во время оптимизационного процесса модель рассчитывает фактический русловый поток, формирующийся в результате естественного нерегулируемого притока и почасового расхода воды на каждой станции, и анализирует параметры нижнего бьефа, с учетом эксплуатационных ограничений для мин/макс потоков и ограниченных характеристик водохранилища. Пакет высчитывает 'объем воды' для каждого водохранилища и определяет для каждого конкретного временного периода, какой из источников электроэнергии – гидро, импорт или тепловой должен использоваться. Отбор и используемые принципы можно вкратце описать следующим образом:

Эксплуатация энергогенерирующей системы имеет целью добиться самых низких показателей суммарных затрат системы с определенной гарантией снабжения в течение эксплуатационного периода, например, одного года реализации проекта. Поскольку постоянные затраты системы в течение этого периода не могут быть изменены, для оптимизации существующих электростанций необходимо учесть только переменные или эксплуатационные затраты. Постоянные затраты могут быть включены в процесс оптимизации, если необходимо выполнение полного экономического/финансового анализа.

В сугубо теплоэнергетической системе самые низкие суммарные эксплуатационные расходы достигаются, если силовые агрегаты эксплуатируются на основе принципа роста затратности, т.е. с учетом роста их эксплуатационных расходов. В качестве станций базовой нагрузки используются станции с самыми низкими эксплуатационными расходами. По мере увеличения спроса в системе, должны быть введены в эксплуатацию агрегаты с последовательно более высокими эксплуатационными расходами. При пиковой нагрузке системы в эксплуатацию должны быть введены также агрегаты с высокими эксплуатационными расходами. Эксплуатационные расходы самого дорогого агрегата составляют предельные затраты энергосистемы для каждого периода и обычно называются краткосрочные предельные затраты системы. На протяжении года их объем значительно колеблется, завися главным образом от нагрузки системы, а также от эксплуатационной готовности агрегатов, определяемой периодами ежегодно выполняемых работ по ТО, и продолжительности их вынужденного бездействия. Рассмотренный режим работы энергосистемы, вырабатывающей исключительно тепло, часто называется работой в соответствии «с заслугами».

Гидроэлектростанции имеют главным образом постоянные затраты и отсюда низкие реальные или номинальные эксплуатационные расходы. Исключительно русловые гидроэлектростанции производят электроэнергию в соответствии с мгновенным поступлением воды и не могут управляться согласно потребностям энергосистемы. Поэтому их системные эксплуатационные расходы равняются номинальным эксплуатационным расходам. С другой стороны, ГЭС, имеющие водохранилища, могут управляться в соответствии с потребностями энергосистемы посредством изменения объёма водохранилища. Таким образом, сегодня, вода может быть отведена из водохранилища, чтобы производство электроэнергии превысило величину, соответствующую выработке, обеспечиваемой текущим показателем притока воды. Однако водохранилище должно быть снова наполнено водой, при производстве в такой же период в будущем, объема энергии, который будет меньше, чем позволяет приток воды, регистрируемый на тот момент.

Выполняя энергобаланс системы на некоторые временные интервалы в будущем, например, на год, можно рассчитать дополнительные затраты, понесенные по системе, чтобы сэкономить это количество воды, путем использования дополнительного производства энергии на тепловых электростанциях. Дисконтируя эти дополнительные затраты по состоянию на сегодняшний день можно высчитать затраты на первоначальный забор дополнительного количества воды из водохранилища, стоимость воды , выраженную в виде затрат на 1 м3 воды. Потенциальное производство электроэнергии из этого объема воды создает возможность перенести стоимость воды на соответствующие расходы по производству электроэнергии, предельные затраты энергосистемы для ГЭС в этот период. Добавление возможных номинальных эксплуатационных расходов станции дает общие эксплуатационные расходы ГЭС. Таким образом, с этими эксплуатационными расходами можно обращаться так же, как с эксплуатационными расходами тепловых электростанций и можно использовать при планировании управления ГЭС. Следовательно смешанная гидро/тепловая энергосистема функционирует в соответствии с принципами краткосрочных предельных затрат.

Простым примером использования вышеупомянутых принципов является расчет эксплуатационных расходов системы, включающей суточные насосные станции. Перекачивание производится ночью и требует производства дополнительной электроэнергии тепловой электростанцией с эксплуатационными расходами, составляющими 4 цента США/кВт. Общая эффективность процесса перекачивания - 68 %. Тогда цена энергии, используемой насосами для перекачки в режиме производства электроэнергии, составит до 4/0.68 = 5.88 центов/кВт.

Расчет эксплуатационных расходов системы, включающей гидроэлектростанции с большими водохранилищами, которые используются для сезонного или годового регулирования, сложнее, чем для суточных насосных станций, поскольку энергетические балансы необходимо рассчитывать для более продолжительных периодов. Однако после разработки подходящих моделей, вычисления можно легко выполнить на современных компьютерах. Во внимание могут быть приняты даже довольно сложные ограничения по эксплуатации водохранилищ и использованию расходов речной воды. Для каждого гидрологического года модель вычисляет оптимальную совместную работу электростанций, принимая во внимание имеющиеся ограничения для управления, например ограничения связанные с расходами или ограничения, навязываемые характеристиками ЛЭП. Оптимизация выполняется с целью свести до минимума сброс воды, сберечь воду и найти наиболее экономичный способ использовать электростанции в почасовом режиме. Отключение групп потребителей рассматривается как косвенный источник производства электроэнергии и может быть применено, когда эксплуатационные расходы на производство или закупку электроэнергии равняются или превышают затраты, связанные со сбросом нагрузки.

Расчеты выполнены для нескольких гидрологических циклов, зачастую 20-30 циклов за год реализации проекта. Затем результаты по каждому гидрологическому году оцениваются вместе, чтобы придти к наиболее вероятному выводу относительно использования различных источников производства электроэнергии в системе на год реализации проекта. Модель имитирует производство электроэнергии по каждой электростанции, включая закупку или продажу временной энергии из/в смежные системы, а также учитывает те объемы энергии, которые не были отпущены вследствие отключения. Суммарный размер эксплуатационных расходов дается как для тепловых электростанций, так и для мощностей, обеспечивающих закупки энергии.

В результате вычислений, GOSP дает наиболее вероятный общий объем эксплуатационных расходов по системе по каждому изучаемому году. Изменяя некоторые параметры работы, можно с экономической точки зрения сравнить эффект различных стратегий эксплуатации.

Анализируя каждый год в течение запланированного периода реализации проекта, и используя результирующую приведенную стоимость общих затрат системы в течение этого периода можно проанализировать экономический эффект различных альтернатив развития. В приведенную стоимость входят инвестиционные затраты для любой запланированной к расширению мощностей станции-кандидата, так же как и остаточная стоимость по окончании изучаемого периода.

Франц Хуберт, профессор, д.э.н. Университет Гумбольдта, Берлин и Государственный Университет Высшая школа экономики, Москва

Во многих странах бывшего социалистического блока политика сохранения доступно низких цен на основные «жизненно важные» продукты в целом пережила крах самих политических систем и идеологий.

В России такая политика распространяется и на тарифы, устанавливаемые государством на электроэнергию, железнодорожные перевозки, отопление и газ для нужд населения. В отдельных случаях, как, например, в электроэнергетике, организация, оказывающая услуги, вынуждена покрывать свои затраты по снабжению населения электроэнергией за счет более высоких, чем этого требуют расчеты, тарифов для промышленных потребителей. Такая политика перекрестного социального субсидирования не раз подвергалась критике со стороны международных организаций и аналитических групп. Тем не менее, власть предержащие в стране, учитывая низкий прожиточный уровень большинства населения, не решились пойти на существенное повышение тарифов, дабы довести их до реального уровня.

Настоящая работа ставит своей целью доказать, что в случае тарифов на электрическую энергию, критика не совсем корректна. Даже если не принимать во внимание социальный аспект перекрестного субсидирования, оно может быть оправдано причинами экономического характера.

Разумный экономический подход требует, конечно же, чтобы тарифы на электроэнергию устанавливались, исходя из предельных (маржинальных) затрат. Поскольку затраты на энергоснабжение потребителей, подключенных на низком уровне напряжения, самые высокие, это будет означать существенное повышение тарифов для населения. Однако, если тарифное регулирование не вполне исходит из предельных затрат, то следует принимать во внимание при установлении тарифов эластичность спроса. Чем сильнее спрос реагирует на повышение цены (тарифа), тем более следует принимать во внимание фактор эластичности спроса, то есть, следует стремиться к тому, чтобы тарифы максимально приближались к целевым, основывающимся на компенсации предельных затрат, дабы избежать ценового диспаритета. Как правило, промышленных потребителей отличает более эластичный спрос. У населения картина иная: спрос не привязан к цене, эластичность его практически отсутствует.

В Западных странах цены на электроэнергию, как правило, превышают уровень, обеспечивающий компенсацию предельных замыкающих затрат, дабы еще дополнительно восполнить стоимость установленной мощности, тарифы для населения отличаются от тарифов для промышленности еще и тем, что «надбавка» в цене для бытовых потребителей существенно больше, чем в промышленном тарифе. В этом смысле на Западе население, по сути, частично субсидирует промышленных потребителей. В России, как уже отмечалось, ситуация прямо противоположная. Практически все электроэнергетические тарифы не отвечают принципу обязательной компенсации предельных замыкающих затрат. При этом компании и предприятия продолжают наращивать потребление электроэнергии значительно более высокими темпами, чем бытовые потребители. Несмотря на существующее перекрестное социальное субсидирование, российское население потребляет (на душу) практически вдвое меньше электроэнергии, чем в Западной Европе, в то время как российский промышленный сектор вдвое превосходит по энергоемкости своих западноевропейских коллег. Исходя из вышеизложенного, дабы ограничить неоправданную трату «дешевых» энергоресурсов, следует удерживать высокий уровень тарифов для промышленных потребителей. Таким образом, если подвести предварительный итог, при низком уровне тарифов на электроэнергию в целом перекрестное социальное субсидирование может стать эффективным инструментом, регулирующим потребление электроэнергии.

В следующем разделе сделана попытка краткого анализа действующих в России электроэнергетических тарифов. Затем, автор выносит на рассмотрение модель расчета опциональных тарифов, позволяющих гибко реагировать на изменение условий в России, и, наконец, предлагается вниманию читателя расчет, подтверждающий, что существующее сегодня в стране соотношение между тарифами для промышленных потребителей и населения достаточно эффективно, хотя сам по себе уровень тарифов далек от экономически обоснованного.

Электроэнергетические тарифы в Российской Федерации

Тарифы для конечных потребителей в Российской Федерации в настоящее время регулируются региональными энергетическими тарифами субъектов федерации. Цифры, приведенные в таблице №1, свидетельствуют о том, что тарифы существенно отличаются от региона к региону. В отдельных областях, краях или республиках тарифы для сельскохозяйственных потребителей значительно ниже, ем для промышленности или городского населения. В других регионах ситуация иная. В целом же по стране бытовые потребители получают электроэнергию по заниженному тарифу, причем по данным 2001 г., средний тариф по стране для населения составлял менее $13 долларов США за 1000 кВт·час, по сравнению с $17 долларами за 1000 кВт·час для промышленности. Подобная система тарифов резко отличается от подхода к тарифам или ценам на электроэнергию в западных странах, вне зависимости от того регулируются ли они административными органами, или формируются на свободном рынке. В Германии, например, до того, как рынок электроэнергии был дерегулирован, тарифы на электроэнергию для промышленных и бытовых потребителей были установлены на уровне $75 долларов США и $110 долларов США за 1000 кВт·час соответственно. После либерализации рынка средние цены на электроэнергию снизились до уровня $55 долларов США и $98 долларов США за 1000 кВт·час соответственно. Приведенный пример не только подтверждает тот факт, что в России сохраняется обратная пропорция между тарифами для промышленности и населения, но и заставляет задуматься о том, каковы же должны быть экономически обоснованные тарифы на электроэнергию.

Таблица №1. Перекрестное социальное субсидирование. Региональные тарифы ($/1000 кВт·час)

промышленность

транспорт

сельское

хозяйство

Население

АО-энерго

Городское

сельское

Мосэнерго

Крупная 17,80

22,20

15,06

21,56

15,06

Средняя 29,78

Мелкая 27,38

Ленэнерго*

Крупная 16,00

22,00

21,00

15,00

Прочая 29,00

Бурятэнерго*

27,90

20,54

26,46

19,17

Иркутскэнерго*

5,86

5,82

3,42

2,39

Красноярскэнерго*

10,70

10,98

11,36

9,58

Новосибирскэнерго*

18,76

13,69

16,77

11,64

Томскэнерго*

22,61

17,73

15,74

Средний по РАО

«ЕЭС России»

17,15

12,67

(Источники информации: данные компаний, собственные расчеты автора).

Упущенная выгода от поставки электроэнергии российским потребителям может быть представлена как сумма выпадающих доходов от непроданных на экспорт газа, угля и нефтепродуктов, дополнительных затрат на оплату труда энергетиков, затрат на природосбережение, а также амортизационных отчислений и замены изнашиваемого электроэнергетического оборудования. Действующих в настоящее время в России тарифов явно не достает, чтобы покрыть все эти выпадающие доходы. Несмотря на то, что точную цифру рассчитать достаточно сложно, по нашему мнению, наиболее реальной должна быть ставка тарифа на уровне $35 долларов США за 1000 кВт·час, чтобы скомпенсировать все указанную выше упущенную выгоду. Ныне действующие тарифы позволяют электроэнергетике России выживать только лишь потому, что топливо поступает на станции по крайне низким ценам, практически полностью игнорируется уровень доходности предприятий сектора, не учитывается в полной мере уровень необходимых отчислений на амортизацию и покрытие урона, наносимого отраслью окружающей среде.

В результате всего этого российские потребители электроэнергии по сути дела растрачивают достаточно дорогие ресурсы, вместо того, чтобы зарабатывать значительную прибыль, экспортируя топливо, или сохраняя его «на черный день» на будущее.

Прежде чем мы оценим весь урон от перепотребления энергоресурсов в России, следует более детально изучить наиболее оптимальную структуру тарифов на электроэнергию.

Теория – оптимальные тарифы на электроэнергию

Прежде всего, остановимся на ценовой модели Рэмси (Ramsey), которая затем должна быть «привязана» к российским условиям. Для простоты возьмем только две группы потребителей электроэнергии – население и промышленность. Введем для промышленности индекс «п», а для населения – индекс «н».

Обратный уровень спроса может быть представлен как Pп(х) и Рн(х), где «х» обозначает уровень потребления. Стоимость поставки электроэнергии населению, рассчитанная по минимальному уровню, обозначается литерой «С» и включает в себя все обоснованные расходы, в том числе и стоимость капитала, что, безусловно, распространяется и на уровень доходности. На самом низком уровне напряжения, на котором и подключены бытовые потребители, конечная цифра затрат будет выше, чем для промышленности (Сп<Сн).

Для того чтобы «высветить» субсидирование и для простоты вычислений примем за основу, что электроэнергетический сектор оплачивает полностью производство электроэнергии, а получает при этом возмещение, обеспечивающее покрытие части этих затрат. При этом государство облагает производителей энергии налогами в полной мере. В реальной жизни существуют разнообразные виды налогов и платежей. Для удобства мы представим все налоги и платежные трансферты как Т, которая будет отрицательной величиной в случае включения в нее суммы налогов.

В этом случае прибыль производителей электроэнергии может быть представлена в виде следующей формулы:

П = Pпхп + Рнхн – Сп(хп) – Сн(хн) + Т

Трансферты (платежи) и налоги в электроэнергетике взаимодействуют с общей системой государственного финансирования. Для того чтобы получить в казну эквивалент $1 доллара США налогов, государство должно собрать с налогоплательщиков более 1 доллара, приплюсовав к этой величине, так называемую, «мертвую» сумму неизбежных потерь. Обозначим эту величину потерь как , где > 0. В этом случае упущенная выгода в платежах «Т» может быть представлена как (1+ )Т. Это позволит нам рассчитать наличие избыточных средств, которые могут быть получены от потребителя (недоплата со стороны потребителя), по следующей формуле:

Си = )Т.

Объем «социальных платежей» рассчитывается в этом случае по формуле:

Сц = П +Си =

Принимая величину как постоянную, необходимо вывести величины хп, хн и Т, обеспечивающие максимальный уровень благосостояния населения, при том, что промышленность должна работать без убытков.

Макс хп, хн , Т Сц. Принято, что П 0

Таким образом, мы достаточно легко можем прийти к известной формуле Рэмси:

и Э{п,н} (1)

Означенная формула подтверждает, что относительная величина финансовых средств, превосходящая сумму предельных затрат (левая часть формулы) должна быть пропорциональна индексу обратной ценовой эластичности спроса (Эи) определенной группы потребителей (правая часть формулы). Поскольку > 0, цены должны превышать уровень предельных затрат, но вся прибыль будет забираться у производителя в виде налогов, поскольку Т<0, дабы снизить бремя налогов на другие виды деятельности. Сопоставляя формулу (1) для двух выбранных нами групп потребителей, мы можем удостовериться в том, что население должно платить больше за электроэнергию. Во-первых, на уровень тарифа для населения влияют потери в распределительных сетях, что делает уровень подлежащих компенсации этой группой потребителей долгосрочных предельных затрат выше, чем в промышленном секторе: C’н>С’п. Отсюда и более высокий уровень тарифа (Рн>Рп). Во-вторых, население отличает меньшая эластичность спроса (Эн<Эп), а это, в свою очередь, означает, что в тариф для населения должна включаться более высокая «надбавка», что неминуемо приводит к росту тарифа для этой группы потребителей.

Для того чтобы провести адаптацию модели Рэмси к российским условиям, следует учесть наличие еще, как минимум, двух ограничительных факторов. Первый – власть предержащие в Российской Федерации предпочитают, чтобы индекс Т для электроэнергетики был положительным (Тэ>0). Следует, однако, иметь в виду, что положительное значение Тэ приведет к снижению уровня благосостояния, ибо потребует увеличения уровня налогов в других отраслях и секторах экономики. Второй немаловажный фактор – политики в России предпочитают выплачивать потребителям социальные субсидии в форме заниженных тарифов на электроэнергию, исключая при этом дополнительную прибыль для производителей электроэнергии ( 0). По мере того, как цены на электроэнергию падают ниже социально обоснованного уровня, потребление начинает расти выше расчетного «разумного» уровня, что приводит к дальнейшему снижению благосостояния в электроэнергетическом секторе, а также и в других отраслях.

Формально это можно представить как

Максхп,хн,Т Соц, при том, что Тэ>0 и -П 0.

Представим два ограничивающих фактора как переменные Лагранжа – 0 и 0, соответственно. Для Тэ>0 оба ограничителя являются решающими, и дополнительные расходы по трансфертам в электроэнергетическую отрасль могут быть представлены как сумма предельных потерь в уровне благосостояния общества от дополнительных налогов и сборов в других секторах экономики и от перепотребления электроэнергии вследствие низких тарифов. Таким образом, = +

Формула Рэмси для получения значения «х» может быть модифицирована как:

и Э{п,н} (2)

Единственным отличием формулы (2) от формулы (1) является то, что дополнительные затраты от налогообложения ( ) заменяются отрицательным значением величины . Поскольку последняя величина ( ) представляет предельную величину роста благосостояния в связи даже с незначительным ростом тарифов, то власть предержащие в России, настаивающие на сохранении низкого уровня тарифов, как бы исходят из убеждения в том, что один доллар, оплаченный в виде трансферта производителям электроэнергии стоит обществу (1- ). Следует сразу оговориться, что, по нашему мнению, рационального оправдания такой политике занижения тарифов нет. Мы принимаем, тем ни менее, как данное, что российские власти придерживаются иного мнения, и ставим перед собой задачу предложить свое видение того, как следует рассчитывать тарифы для обеих групп потребителей, дабы снизить до минимума потери от перепотребления электроэнергии.

Как уже отмечалось выше, более высокие расходы на обслуживание бытовых потребителей (населения) требуют и более высокого уровня тарифов. Однако нельзя не учитывать еще один дополнительный фактор: эластичность спроса в промышленном секторе значительно выше, чем у населения. Отсюда и реакция на повышение цены на электроэнергию в промышленном секторе будет более явной. Таким образом, напрашивается один вывод: относительная скидка с тарифа, обеспечивающего компенсацию предельных затрат для производителей электроэнергии (левая часть формулы (2)), должна быть меньше для промышленности, чем для населения. Бытовые потребители мало реагируют в части эластичности спроса на рост энерготарифов.

Для большей ясности мы предлагаем следующую формулу для расчета субсидий, выплачиваемых обществом и промышленностью для обеспечения низкого уровня энерготарифов:

= -

Изменение в формуле расчета тарифа для населения позволяют получить оптимальный альтернативный тариф для населения ( ), а именно:

Предложенная формула может быть применена для проверки уровня действующих в настоящее время тарифов.

Действующая структура тарифов – состоятельна ли она?

Теория позволяет нам понять, каков может быть уровень «уступок» и компромиссов при расчете тарифов на электроэнергию, но для реальной оценки эластичности спроса и предельного уровня затрат, сопряженных с поставкой электроэнергии в России, потребуются реальные цифры. К сожалению, данных об эластичности долгосрочного спроса на электроэнергию в России явно недостаточно. Более того, в Российской Федерации модель потребления электроэнергии населением претерпевала неоднократные изменения за последние десять лет, а нынешняя модель потребления электроэнергии промышленностью строится отнюдь не на принципе минимизации затрат. Отсюда, заниматься долгосрочным прогнозированием эластичности спроса становится занятием весьма сложным. Представляется разумным принять коэффициент эластичности спроса для промышленности на уровне 1,5; для населения – на уровне 0,7/1,0. Эти коэффициенты будут более или менее соответствовать расчетам для США в начале 70-х годов ХХ века, когда наступил конец «эры дешевой электроэнергии» (см. пример Чэпман, Тайрел и Маунт, 1972 г.).

Если мы заинтересованы в том, чтобы оценить влияние тарифов на рост благосостояния и экономики страны в целом, необходимо более четко определить влияние предельной суммы упущенной выгоды в электроэнергетическом секторе на развитие всего российского общества. В принципе, предельная упущенная выгода состоит из стоимости содержания и эксплуатации генерирующих мощностей и распределительных сетей, затрат на оплату труда специалистов, занятых в энергосекторе, стоимости топлива и выплат, осуществляемых предприятиями энергетики на природоохранные мероприятия.

Кризис российской экономики привел к тому, что в электроэнергетике создался огромный резерв избыточной мощности. Кое-кто может возразить, что объем упущенной выгоды от содержания избыточных мощностей в электроэнергетике равен нулю, поскольку основные фонды в этой отрасли вряд ли могут быть использованы по иному назначению, кроме выработки электроэнергии. Тем ни менее, по истечении определенного срока устаревшее генерирующее оборудование должно быть заменено для того, чтобы удовлетворить спрос на электроэнергию и обеспечить безопасный резерв мощности. Отбросим в сторону дискуссии о том, каков должен быть этот самый резерв, обеспечивающий безопасное и надежное функционирование системы. РАО «ЕЭС России» заявляет о том, что в ближайшие несколько лет необходимо ввести до 5000 МВт мощности, дабы компенсировать выбывающие генерирующие мощности на выводимых из эксплуатации устаревших станциях. Даже критики РАО «ЕЭС России» склонны согласиться с тем, что после десятилетия практически нулевых инвестиций в отрасль, существует насущная необходимость модернизации основных фондов сектора электроэнергетики. В марте 2002 г. российский электроэнергетический холдинг договорился с немецким концерном Э.ОН (E.ON) о подготовке ТЭО на строительство 1000 МВт генерирующей мощности комбинированного газотурбинного цикла. Предположительная цена одного МВт такой мощности составляет 600 долларов США/МВт. Используя означенный проект, попытаемся установить предельную стоимость (f) генерирующей мощности, требующейся для того, чтобы оправдать столь дорогостоящее строительство. Обозначим сам инвестиционный компонент (стоимость собственно строительства блока) литерой «И».

Ответ на интересующий нас вопрос во многом зависит от периода функционирования станции – «Т» (как правило, для станций комбинированного газотурбинного цикла принимаются за основу 20 лет), коэффициента загрузки («з») и уровня доходности капитала, вложенного в российский реальный сектор (“R”).

Можно представить все в виде следующей формулы:

f(US$/1000 кВт·час) =

В 2000 г., по данным компании «Брансуик», средний КИУМ тепловых станций РАО «ЕЭС России» составил 0.39 (39%). Следует предположить, что по мере введения в эксплуатацию газотурбинных блоков комбинированного цикла, которые занимают в диспетчерском графике загрузки место где-то посередине между АЭС и угольными станциями, входящими в базу, и газовыми станциями, обеспечивающими пиковую нагрузку, КИУМ увеличится до 45-60%%. За уровень доходности капитала, вложенного в российскую энергетику, можно принять довольно консервативную цифру – 15%. В этом случае значение f будет равно $18-24 долларам США. При еще более консервативном подходе к определению уровня доходности капитала и более низкой стоимости строительства мы, тем не менее, получим примерно те же цифры.

Российское правительство сознательно идет на занижение стоимости природного газа, реализуемого для внутренних нужд российской экономики. Таким образом, цена газа в стране не отражает реального положения дел на рынке. Просчитаем уровень упущенной выгоды от реализации природного газа в России по установленным внутренним ценам, для чего сравним их с ценой реализации газа российскими экспортерами в Западной Европе. В 2001 г. цена реализации газа на границе Германии составляла $120 долларов США за 1000 м3. В России газ поставлялся по цене, эквивалентной $13,5 долларам США за 1000 м3. В середине 90-х годов ХХ века цена на газ в Европе была несколько ниже (на уровне $90-100 долларов США за 1000 м3). Из последней цифры следует отнять стоимость транзита газа через территории Беларуси и Польши (20-30 долларов США за 1000 м3). Таким образом, упущенная выгода от поставки газа на российские тепловые станции составляет от $50 до 90 долларов США за 1000 м3. КПД газотурбинных установок комбинированного цикла составляет примерно 55%. Таким образом, 1000 м3 природного газа дает примерно 5100 Мвт·час. Отсюда, топливная составляющая производства 1000 кВт·час будет в пределах 9,8-17,6 долларов США. Приплюсовав эти цифры к стоимости установленной мощности, получим 28-53 доллара США за 1000 кВт·час.

Собственное потребление станций и потери в сетях в российской электроэнергетике достигают 20%. Учитывая, что большинство потерь приходятся на сети низкого напряжения, большую часть этой суммы следует отнести на тариф, устанавливаемый для потребителей, подключенных именно на низком уровне напряжения, то есть, населения. Тем не менее, возможно разнести эти затраты на обе рассматриваемых нами группы потребителей. Принимая во внимание, что на долю промышленности приходится почти половина всего энергопотребления Российской Федерации, а на долю населения – менее четверти, мы можем увеличить стоимость производства электроэнергии (с учетом потерь) для обеих групп на 10%, а затем для населения еще на 20%, что позволит нам выйти на уровень 31-58 долларов США за 1000 кВт·час для промышленности и 37-70 долларов США за 1000 кВт·час для населения. Поскольку эти цифры не включают стоимость передачи, распределения, диспетчеризации, амортизации, части эксплуатационных затрат, а также отчисления на природоохранные мероприятия, они все еще не отражают полностью упущенной выгоды, рассчитываемой на основании данных о долгосрочных предельных затратах, сопряженных с энергоснабжением рассматриваемых нами групп потребителей.

Таблица №2. Оптимальный тариф для населения ($/1000 кВт·час)

Промышленный тариф

Тариф, компенсирующий предельные издержки по снабжению промышленности / населен

для

30/36

35/42

40/48

45/54

50/60

60/72

30/36

90,00

72,00

3,00

67,50

60,00

51,43

1,50

61,71

54,00

49,09

43,20

1,00

56,00

48,00

43,20

40,00

36,00

0,60

50,40

42,00

37,33

34,36

32,31

29,65

0,27

36,00

31,50

28,80

27,00

25,71

24,00

0,00

25,71

23,33

21,82

20,77

20,00

18,95

-0,23

18,00

16,80

16,00

15,43

15,00

14,40

-0,43

14,23

13,43

12,95

12,58

12,29

11,88

-0,53

12,00

11,45

11,08

10,80

10,59

10,29

-0.60

7,20

7,00

6,86

6,75

6,67

6,55

-0,75

(Принимается за данное, что коэффициент эластичности спроса для промышленности равен 1,5; для населения – 0,75)

В таблице 2 мы приводим расчет оптимального тарифа для населения, исходя из вышеизложенной посылки и учитывая, что тариф для населения напрямую зависит от тарифа для промышленных потребителей. Так, например, если уровень затрат для промышленных потребителей (по минимальному расчету компенсации долгосрочных предельных затрат и с учетом упущенной выгоды) устанавливается на уровне $30 долларов США за 1000 кВт·час, а для населения – на 20% выше, то есть, $36 долларов США за 1000 кВт·час, то во второй колонке приводится оптимальный тариф для населения, расположенный напротив оптимального тарифа для промышленности, приведенного в первой колонке. Для простоты приведем следующий пример: тарифы для промышленности равны себестоимости производства – $30 долларов США за 1000 кВт·час, а для населения в этом случае – $36 долларов США за 1000 кВт·час. Цифра в последней колонке обозначает, каков будет отрицательный эффект от установления таких тарифов на экономику страны и благосостояние общества. В данном случае он будет равен 0, поскольку тарифы будут отражать реальную себестоимость производства электроэнергии и поставки ее означенным группам потребителей. Если же промышленные тарифы будут подняты на $5 долларов США за 1000 кВт·час выше оптимального значения, то тарифы для бытовых потребителей должны будут возрасти почти на $15 долларов США за 1000 кВт·час и достичь уровня 50,4 долларов США за 1000 кВт·час. Промышленные тарифы в России в настоящее время, тем не менее, установлены на уровне, существенно ниже оптимального ($17 долларов США за 1000 кВт·час). Тариф для населения в этом случае должен быть снижен до $14,23 долларов США за 1000 кВт·час. В последней колонке приведена цифра, обозначающая потери для экономики страны. Более половины перекрестного социального субсидирования растрачиваются впустую, поскольку промышленные потребители попросту перерасходуют электроэнергию. Эффект повышается по мере того, как мы рассчитываем тариф, приближенный к компенсации более высокого уровня предельных затрат. При самом высоком уровне промышленного тарифа – $60 долларов США за 1000 кВт·час, для населения тариф должен быть установлен на уровне $11,88 долларов США за 1000 кВт·час. Таким образом, при нынешнем уровне тарифов для промышленных потребителей, установленных на уровне $17 долларов США за 1000 кВт·час уровень перекрестного субсидирования является практически оптимальным. Предварительные расчеты также подтверждают и то, что средний уровень тарифов в России ($12,67 долларов США за 1000 кВт·час) близок к оптимальному. Похоже, что и уровень перекрестного субсидирования в Российской Федерации не превышает заданного расчетами уровня. Можно сделать вывод о том, что тарифы для промышленных потребителей должны быть увеличены вдвое, прежде чем тарифы для населения выйдут на тот же уровень, что, тем не менее, не исключает перекрестного субсидирования, поскольку затраты на энергоснабжение потребителей, подключенных на низком уровне значительно превышают затраты на снабжение «высоковольтных потребителей». Тем не менее, наши расчеты весьма приблизительны и потребность в перекрестном субсидировании может оказаться ниже, при условии корректировки данных по статье «упущенная выгода», «эластичность спроса бытовых потребителей» или более высокой «стоимости обслуживания».

Выводы

Единственный реальный способ повышения энергоэффективности в России – повысить тарифы на электроэнергию. Цена электроэнергии для конечного пользователя, отражающая реальный уровень затрат, позволит также определить объем мощности, на самом деле необходимый энергосистеме страны. Можно надеяться, что даже незначительное повышение цены на энергоресурсы заставит промышленность отказаться от беспечного их разбазаривания, а те незначительные средства, которые получит электроэнергетика в виде тарифа, не будут распыляться на сооружение новых, но, тем не менее, избыточных генерирующих мощностей. Искусственное сдерживание электроэнергетических тарифов лишь укрепит зависимость экономики Российской Федерации от неоправданно энергоемких промышленных предприятий и не будет сдерживать направление новых централизованно выделяемых инвестиций в такие секторы экономики как транспорт, сельское хозяйство и промышленность, чья кажущаяся прибыльность зиждется исключительно на дешевой стоимости энергоносителей.

Тем не менее, следует учитывать и то, что даже при существующем низком уровне тарифов на электроэнергию перекрестное социальное субсидирование не является столь значительной проблемой. Как раз наоборот, в нынешней ситуации социальное перекрестное субсидирование позволяет снизить уровень негативных социальных последствий в экономике страны. Приблизительные расчеты показывают, что структура действующих в России тарифов на электроэнергию достаточно эффективна, по крайней мере, если речь идет о финансировании имеющихся в наличии мощностей. Необходимость пересмотра соотношения между тарифами для населения и промышленностью потребуется только в случае роста тарифов для промышленных потребителей. Наши расчеты показывают, что выравнивание тарифов произойдет только при двукратном увеличении цены электроэнергии для промышленных потребителей.

Все это следует учитывать, разрабатывая политику в рамках электроэнергетического сектора. В настоящее время Россия следует международной тенденции осуществления рыночных реформ в энергетике. Пока неясно, насколько глубоки будут эти преобразования, но, тем не менее, ставится цель дерегулирования генерации и перехода к государственному регулированию тарифов только на естественно-монопольные сетевые услуги. Международный опыт свидетельствует о том, что наибольшими темпами конкуренция развивается именно в сфере оптовой купли-продажи электроэнергии, что неминуемо скажется на ценах электроэнергии для промышленных потребителей. Именно тарифы для промышленности позволяют предприятиям энергосектора оставаться прибыльными. Конкуренция может привести к снижению тарифов, что приведет к потерям и сведет практически на нет социальное перекрестное субсидирование. АО-энерго будет вынуждено компенсировать выпадающие доходы за счет повышения тарифов для бытовых потребителей. Тарифы для населения будут доведены до уровня, обеспечивающего покрытие всех предельных издержек отрасли по энергоснабжению этой группы потребителей. Тарифы же для промышленности будут, тем не менее, еще больше отклоняться от уровня, обеспечивающего покрытие социальных издержек энергоотрасли, что приведет к дальнейшему снижению уровня энергоэффективности.

данные на конец 2001 г.

* данные на март 2001 г.

Вывоз мусора специализирующимся и утилизация отходов

Энергосбережение как решающий фактор реформирования жкх. Комфортне вуличне освітлення та. Моделирование зданий и перфоманс-контракты. Малые тэц. Общие требования к программным с.

Главная страница -> Технология утилизации

Экологически чистая мебель:

Сайт об утилизации отходов: