Содержание материала

 ГЛАВА 10
СОГЛАСОВАНИЕ НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННЫХ И ОТРАСЛЕВЫХ ИНТЕРЕСОВ ПРИ ОБОСНОВАНИИ РЕШЕНИИ
УСЛОВИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ СОГЛАСОВАННОСТЬ НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННЫХ И ОТРАСЛЕВЫХ ОЦЕНОК СРАВНИВАЕМЫХ ВАРИАНТОВ
Вариант, выбранный по критерию минимума приведенных затрат, является оптимальным с народнохозяйственной точки зрения. Но, как показано в гл. 9, это не означает, что его внедрение обеспечивает также отраслевой эффект. Все зависит от согласованности методов и нормативов, используемых при расчете приведенных затрат и формировании цен (тарифов). Обеспечение такой согласованности во всех случаях — задача общеэкономическая и пока не решенная.
Для некоторых энергетических задач можно применять частные приемы согласования оценок, выполняемые по приведенным затратам и тарифам, что обеспечивает непротиворечивость оптимальных решений при их обосновании по народнохозяйственным и отраслевым критериям. Такое согласование необходимо и реализуемо при формировании ставок сложных тарифов, предназначенных для стимулирования потребителей к регулированию режимов нагрузки. Тарифные ставки должны быть определены таким образом, чтобы регулирование обеспечивало народнохозяйственный эффект, было бы выгодно потребителям и приемлемо для энергетики. Особенность предлагаемого метода согласования заключается в том, что он не требует пересмотра среднего уровня тарифа.

При заданном среднем тарифе задача сводится к обоснованию размеров и соотношений тарифных ставок. Эти вопросы рассматриваются в ряде советских и зарубежных работ [13, 16, 52, 67]. В частности, в [12, 13, 52] предлагается использовать для расчетов с потребителями тарифные ставки, дифференцированные по зонам времени.
Рекомендуемые в литературе методы построения сложных тарифов основываются на том или ином способе распределения затрат и прибыли между отдельными ставками. При этом недостаточно, а иногда совсем не учитывается влияние выбранного уровня дифференцированных ставок на экономические показатели энергосистем.
Ниже предлагается подход к определению соотношений ставок сложных тарифов, при котором учитываются последствия их применения и выявляются условия для достижения оптимальных с народнохозяйственной точки зрения режимов потребления электроэнергии. Вместе с тем применение таких тарифов должно быть увязано с хозрасчетными интересами потребителей и энергосистем.
При разработке метода расчета ставок сложных тарифов будем исходить из положения, что для стимулирования потребителей к регулированию режимов потребления электроэнергии применяются дифференцированные по зонам времени тарифы. При этом регулирование приводит у потребителя к дополнительным затратам ∆Зп, связанным с мероприятиями по перестройке режима потребления (без учета затрат на электроэнергию) электроэнергии; у энергосистемы — к экономии затрат ∆Зэ вследствие уменьшения потребной установленной мощности электростанций изменения пропускной способности электрических сетей ∆З2 и изменения расхода топлива на производство электроэнергии ∆З3. Сравнение этих составляющих народнохозяйственных затрат и экономии позволяет определить целесообразные пределы регулирования графиков нагрузки потребителей и энергосистем.
В результате изменения режима потребления при регулировании графика нагрузки с использованием сложных тарифов затрагиваются хозрасчетные интересы потребителей и энергосистем, так как потребитель получает экономию на оплате электроэнергии; у энергосистемы снижается реализация и соответственно уменьшается прибыль. Эти величины равны между собой и далее обозначены через ΔD. Размер ΔD зависит от разности тарифных ставок, используемых для оценки стоимости электроэнергии в разных зонах времени.
Народнохозяйственный эффект от регулирования графиков нагрузки обеспечивается при

(10.1)
Согласование народнохозяйственных и отраслевых интересов достигается при
(10.2) (10.3). Нетрудно видеть, что народнохозяйственный эффект от регулирования графиков нагрузки и согласование народнохозяйственных интересов с хозрасчетными интересами потребителей и энергосистем можно описать одним двойным неравенством
(10.4)
Показатель ΔЗп — это дополнительные приведенные затраты у потребителя, связанные с перестройкой режима использования электроэнергии. При определении ΔЗпнеобходимо учитывать как расходы, связанные с организационными мероприятиями, так и затраты на дополнительные производственные мощности. Величина ΔЗп зависит от специфики отраслей и технологических процессов производства [16], характера мероприятия, а также от глубины регулирования графика нагрузки. Поэтому методы расчета дополнительных приведенных затрат у потребителя, связанных с осуществлением мероприятий по регулированию графика нагрузки, здесь не рассматриваются. Если определены тарифные ставки и известно ∆D, то в соответствии с техническими возможностями каждый потребитель может выбрать для себя экономически и социально оправданный набор мероприятий по регулированию режимов потребления электроэнергии, исходя из неравенства ΔЗп≤ΔD.
Как следует из (10.3), при оценке тарифных ставок по зонам времени необходимо, чтобы экономия приведенных затрат в энергосистеме при регулировании потребителем графика нагрузки была не меньше потерь реализации, которые песет в этом случае энергосистема. При выполнении расчетов на 1 кВт переносимой из пика на другие часы мощности критерий приемлемости тарифных ставок может быть записан в виде ∆d≤∆зэ или



где Тп, Тп.п, Тн — тарифные ставки в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки; λп.п, λн — коэффициенты, учитывающие увеличение потребления электроэнергии при переносе нагрузки из пиковой зоны в полупиковую и ночную; σн— коэффициент, учитывающий долю переноса нагрузки из пиковой зоны в ночную (σн≤1); hn — число часов использования 1 кВт нагрузки в пиковой зоне графика; аст, ал — относительные постоянные расходы на пиковой электростанции и линии электропередачи, связывающей ее с системой; р — нормативный коэффициент эффективности; кст, кл— удельные капитальные вложения в пиковую электростанцию и ВЛ, связывающую ее с системой; kп, kр, kс.н — коэффициенты, учитывающие потери в ВЛ, резерв мощности и собственные нужды; Цп, Цп.п, Цн — цены топлива, используемого на пиковых, полупиковых и базисных электростанциях; bп — удельный расход топлива на пиковых электростанциях энергосистемы; b'п.п, b'н — относительные приросты расхода топлива в полупиковой и ночной зонах.
В тех случаях, когда перенос нагрузки из пиковой зоны на внепиковые часы приводит к загрузке АЭС, в (10.8) Δ
вместо Цп.п, b'п.п и Цн, b'н необходимо учесть sт, т. е. топливную слагаемую себестоимости на атомной электростанции.
Для оценки левой части неравенства (10.5), выражающей потери реализации энергосистемы, целесообразно рассмотреть два крайних случая. Первый соответствует использованию двухставочного тарифа, при котором Тн=Тп.п, что стимулирует потребителя к переносу нагрузки прежде всего в полупиковую зону (σн=0).
Второй случай может быть при использовании дифференцированных по зонам времени трех тарифных ставок, когда Тп>Тп.п>Тн и в предельном случае нагрузка пиковой зоны переносится целиком на ночные часы (σн=1).
В обоих случаях потери реализации в энергосистеме будут предельными. Однако с народнохозяйственной точки зрения рассматриваемые случаи неравноценны, так как перенос нагрузки в полупиковую зону (первый случай) не гарантирует экономии мощности в энергосистеме.  

Таким образом, в энергосистемах, не испытывающих дефицита мощности в период максимума нагрузки,  ω<1. В дефицитных по мощности энергосистемах введение регулирования графика нагрузки равноценно получению экономии в том же году, чему соответствует ω=1.