Разработка тарифной системы оплаты энергетической продукции потребителями

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Экономика


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные

Цель работы

Задание

1. Обоснование выбора типа тарифа для различных потребителей

2. Графики нагрузки

3. Топливные и условно-постоянные затраты

4. Разнесение затрат и прибыли по потребителям

5. Простой одноставочный тариф

6. Двухставочный тариф

7. Зонный тариф

8. Блочный тариф

9. Тарифы для всех потребителей с учётом уровней питающего напряжения

9.1 Одноставочный тариф для различных потребителей

9.2 Двухставочный тариф для металлургии и крупной промышленности

9.3. Зонный тариф для мелкой промышленности

9.4. Блочный тариф для коммунально-бытового сектора

Выводы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1

Структура и характеристика потребителей

Потребитель

Металлургия

Крупная промышленность

Мелкая промышленность

Эл. транспорт

Коммунально-бытовая

Зимний мах нагрузки, МВт

820

860

340

280

420

Питающее напржение, кВ

110

10

0,4

110

0,4

Таблица 2

Типовые графики нагрузки потребителей

Потребитель

Суточные графики нагрузки потребителей в %

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

Металлургия

80

85

100

90

95

85

Крупная промышленность

48

60

95

85

100

70

Мелкая промышленность

40

55

85

75

100

70

Эл. транспорт

90

100

95

80

95

100

Коммунально-бытовая

20

50

60

50

100

100

Таблица 3

Параметры электрических сетей

Напряжение, кВ

Приведенная мощность, тыс. у.т.е.

Удельные основные фонды, тыс. р/100 у.т.е.

Штатный коэффициент, чел/100 у.т.е.

Норма аммортизации,%

Норма отчислений на капитальный ремонт, %

Коэффициент сетевых потерь

110

50

220

3,1

2,8

4,5

0,03

35−10

90

220

3,5

2,9

3,1

0,05

0,4

240

220

3,7

3,1

3

0,08

Среднемесячный фонд оплаты труда — 15 тыс. рублей на человека в месяц.

Норма отчислений на социальные нужды — 17% от расходов на оплату труда.

Прочие расходы (включая часть материальных затрат) — 15% от оплаты труда с начислениями, амортизации и отчислений на ремонт.

Таблица 4

Топливные затраты энергосистемы по часам суток (тыс. руб.)

Часы

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

ИТОПЛ.

101

130

125

133

132

134

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Целью курсовой работы является знакомство с основными видами тарифов и методикой их формирования, а также разработка тарифной системы оплаты энергетической продукции потребителями.

ЗАДАНИЕ

1. Из общих рекомендаций произвести расчёт всех видов тарифов для выделенных групп:

— простой одноставочный тариф;

— двухставочный тариф;

— зонный тариф;

— блочный тариф.

Для данных расчетов принять, что сетевые затраты разносятся по потребителям пропорционально электропотреблению потребителя и его участию в совмещенном графике нагрузки ЭЭС. Обычно система расчёта помесячная, поэтому топливные издержки суммируются за месяц. Затраты на мощность (условно-постоянные) (ИNiГОД) и прибыль (ПjГОД) обычно годовые и необходимо их разнесение по месяцам.

Обосновать выбор тарифа.

1.1. Для обоснования выбора типа тарифа для каждой группы потребителей ЭЭС произвести разнесение издержек между потребителями различными способами.

1.2. Построить сравнительную таблицу.

Определить тарифы для всех потребителей с учетом уровней питающего напряжения (действующая методика ценообразования).

Анализ полученных результатов.

1. ОБОНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ТАРИФА ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Простой одноставочный тариф рекомендуется применять для потребителей с достаточно равномерным режимом электропотребления, в нашем случае такой потребитель — электрический транспорт.

Двухставочный и зонный тарифы являются стимулирующими, их рекомендуется применять для потребителей у которых максимум нагрузки совпадает со временем прохождения пика энергосистемы (чтобы стимулировать уход потребителя из пика энергосистемы), а также для потребителей с большой неравномерностью потребления в течение суток. Поэтому используем двухставочный тариф для крупной промышленности и металлургии, а зонный — для мелкой промышленности.

Блочный тариф обычно широко используется для расчётов с населением. При этом в первый блок вкладывается идея защиты бедных слоёв населения и перенос основной оплаты на последующие блоки, тем самым осуществляется ценовое разграничение цены по доходам покупателей. Местные органы и энергоснабжающая организация обычно ведут поиск компромиссного решения в определении объема блоков и соотношения тарифных ставок. Блочные тарифы с понижающимися ставками по объему потребления выгодно использовать энергоснабжающей организации, так как они стимулируют потребителя увеличивать электропотребление. Будем использовать блочный тариф для коммунально-бытового сектора.

2. ГРАФИКИ НАГРУЗКИ

График нагрузки отражает использование мощности в различное время суток. Индивидуальность графиков электропотребления для каждой группы потребителей обуславливается разнообразием технологических установок и режимами их работы. Но, как правило, все графики имеют утренний и вечерний максимум нагрузки и ночной сброс нагрузки.

Строим графики нагрузки для заданных отраслей, а затем суммарный график нагрузки, преобразовывая процентные соотношения из таблицы 1 исходных данных в МВт в соответствии с зимним максимумом нагрузки.

Таблица 5

Суточное энергопотребление по ЭЭС (зимний период)

Потребитель

Суточные графики нагрузки потребителей в %

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

Металлургия

656

697

820

738

779

697

Крупная промышленность

412,8

516

817

731

860

602

Мелкая промышленность

136

187

289

255

340

238

Эл. транспорт

252

280

266

244

266

280

Коммунально-бытовая

84

210

252

210

420

420

Нагрузка ЭЭС

1540,8

1890

2444

2178

2665

2237

Рис. 1. Суточные графики нагрузки потребителей

Рис. 2. Совмещенный график нагрузки энергосистемы.

Из суммарного графика нагрузки видно, что наибольшее электропотребление у металлургии и крупной промышленности, а наименьшее — у электрического транспорта. Максимум графика нагрузки во время от16 до20 часов обусловлен тем, что именно в это время у трех потребителей суточный график нагрузки имеет максимум.

3. ТОПЛИВНЫЕ И УСЛОВНО-ПОСТОЯННЫЕ ЗАТРАТЫ

При формировании тарифов различают следующие виды затрат:

— затраты, связанные с мощностью (условно-постоянные): амортизация, заработная плата, текущий ремонт, капитальный ремонт, доля общих, и т. д.

— затраты, связанные с энергией (переменные): топливо, доля общих, и т. д.

— затраты, связанные с наличием потребителей: обслуживание, ремонт, заработная плата.

3.1. Рассчитаем объем средств, затрачиваемый на содержание сетей определенного класса напряжения (далее будет приведён расчёт для высокого класса напряжения, для других классов расчёт аналогичен):

Фiн =КудЛЭП*Утеiн,

где: КудЛЭП — удельные основные фонды (КудЛЭП=300*103руб/100Уте),

Уте — условно-техническая единица.

Ф110 =300*103(руб)*50Уте*150*103(руб)/100Уте=0,15 млн руб. в месяц

Таблица 6

Условно-технические единицы для различных классов напряжения

Уте 110

50

Уте 35

90

Уте 0,4

240

Таблица 7

Объем средств, затрачиваемый на содержание сетей определенного класса напряжения

Класс напряжения, кВ

Уте

Ф, млн. руб

110

50

0,15

35−10

90

0,27

0,4

240

0,72

Итого

380

1,14

тариф нагрузка сеть топливный затрата

3.2. Рассчитаем затраты на заработную плату персоналу:

Из/п =NУТЕШТЗ/П,

где: NУТЕ — приведённая мощность, КШТ — штатный коэффициент, ФЗ/П — фонд заработной платы.

Из/п110 =50*3,1*15=23,25 млн руб. в месц

Таблица8

Затраты на заработную плату персоналу

Класс напряжения, кВ

NУте

КШТ, (чел/100Уте)

ФЗ/П, (тыс. руб/чел. в месяц)

ИЗ/П, (млн. руб. в месяц)

110

50

3,1

15

23,25

35−10

90

3,5

15

47,25

0,4

240

3,7

15

133,2

Итого

203,7

3.3. Рассчитаем издержки на амортизацию сетей определенного класса напряжения:

Иам = Фiнам,

где: бам — норма амортизации.

Иам110 =0,15*2,8%=0,0042 млн руб. в меяц

Таблица 9

Издержки на амортизацию сетей определенного класса напряжения

Класс напряжения, кВ

Ф, млн. руб

?АМ(%)

ИАМ, (млн. руб. в месяц)

110

0,15

2,8

0,0042

35−10

0,27

2,9

0,783

0,4

0,72

3,1

0,0223

Итого

0,0343

3.4. Рассчитаем издержки на капитальный ремонт сетей определенного класса напряжения:

Ик. рем = Фiн * кр,

где: кр — норма отчислений на капитальный ремонт.

Ик. рем 110= 0,15*4,5%=0,675 млн руб. в месяц

Таблица 10

Издержки на капитальный ремонт сетей определенного класса напряжения

Класс напряжения, кВ

Ф, млн. руб

?КР (%)

Икр, (млн. руб. в месяц)

110

0,15

4,5

0,675

35−10

0,27

3,1

0,837

0,4

0,72

3

0,0216

Итого

0,3 672

3.5. Рассчитаем издержки на социальные нужды, отчисляемые из заработной платы персонала, обсуживающего сети определенного класса напряжения:

Исоц.н. = Из/п* Ксоц,

где, Из/п — заработная плата персонала,

Ксоц — норма отчислений на социальные нужды.

Исоц.н. 110 =23,25*17= 3,9525 млн руб. в месяц

Таблица 11

Издержки на социальные нужды

Класс напряжения, кВ

ИЗ/П, (млн. руб. в месяц)

КСОЦ (%)

ИСОЦ. Н (млн. руб. месяц)

110

23,25

17

3,9525

35−10

47,25

17

8,0325

0,4

133,2

17

22,644

Итого

34,629

3.6. Рассчитаем прочие издержки на содержание сетей:

Ипр = 20% * (Из/п + Исоц. н + Иам + Ик. рем. )

Ипр110 = 20% * (23,25+0,0042+0,675+3,9525)=5,44 269 млн руб. в месяц

Таблица 12

Прочие издержки на содержание сетей

Класс напряжения, кВ

ИЗ/П, (млн. руб. в месяц)

ИАМ, (млн. руб. в месяц)

ИКР (млн. руб. месяц)

ИСОЦ. Н (млн. руб. месяц)

ИПР (млн. руб. месяц)

110

23,25

0,0042

0,675

3,9525

5,443

35−10

47,25

0,783

0,837

8,0325

11,0597

0,4

133,2

0,0223

0,0216

22,644

31,1776

Итого

47,68

3.7. Рассчитаем суммарные затраты на содержание сетей определенного класса напряжения:

ИiНУ-П = ИiНАМ + ИiНЗ/П + ИiНК. РЕМ + ИiНСОЦ. Н+ ИiНПР, где:

Иам — издержки на амортизацию сетей;

Из/п — издержки на заработную плату рабочим;

Ик. рем — издержки на капитальный ремонт сетей высокого напряжения;

Исоц.н — издержки на социальные нужды;

Ипр — прочие издержки;

— суммарные затраты на содержание сетей высокого класса напряжения:

ИВНУ-П=0,004+23,250+0,007+3,953+5,443=32,657 млн руб. в месяц

— суммарные затраты на содержание сетей среднего класса напряжения:

ИСНУ-П=0,008+47,250+0,007+8,033+11,060=66,358 млн руб. в месяц

— суммарные затраты на содержание сетей низкого класса напряжения:

ИННУ-П=0,022+133,200+0,022+22,644+31,178=187,066 млн руб. в месяц

3.8. Рассчитаем суммарные условно-постоянные затраты на содержание и эксплуатацию всех сетей и генерирующих мощностей ЭЭС (в месяц):

ИУ-П = ИГУ-П + ИВНУ-П + ИСНУ-П + ИННУ-П=2,175+32,657+66,358+187,066=

=2461,081 млн руб. в месяц

3.9. Рассчитаем топливные издержки:

Имесяцтопливо=(И0−4топливо4−8топливо8−12топливо12−16топливо16−20топливо20−24топливо)*t*365/12=(0. 101+0. 130+0. 125+0. 133+0. 132+0. 134)*4*365/12=91. 858 млн руб. в месяц

4. РАЗНЕСЕНИЕ ЗАТРАТ И ПРИБЫЛИ ПО ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Обычно система расчёта помесячная, поэтому топливные издержки суммируются за месяц. Затраты на мощность (условно-постоянные) и прибыль обычно годовые необходимо разнести их по месяцам. Так как издержки на топливо — это затраты, связанные с производством и покупкой (продажей) энергии, то распределяют эти издержки обычно пропорционально участию потребителей в суммарном электропотреблении. Условно-постоянные издержки — это затраты, связанные с содержанием мощности, поэтому эти издержки распределяют пропорционально участию потребителей в максимуме нагрузки.

4.1. Рассчитаем коэффициенты участия для каждого потребителя по энергии (далее будет приведён расчёт для потребителя1 (металлургии), для остальных потребителей расчёты аналогичны):

КЭiii,

где: Эi — электропотребление отдельной группы потребителей,

Эi — суммарное электропотребление.

КЭi=17,548/51 819,2=0,339

Таблица 13

Разнесение затрат на топливо по потребителям согласно их доле электропотребления

Потребитель

КЭi

ИТОПЛ (млн. руб. в сутки)

ИТОПЛ (млн. руб. в месяц)

ИТОПЛ (млн. руб. в час)

Потребитель 1 Металлургия

0,339

1,038

31,140

0,043

Потребитель 2 Кр. промышленность

0,304

0,931

27,925

0,039

Потребитель 3 Мелкая промышленность

0,112

0,343

10,288

0,014

Потребитель 4 Эл. Транспорт

0,122

0,374

11,207

0,016

Потребитель 5 Коммунально-бытовой

0,123

0,376

11,298

0,016

Итого

1

3,062

91,858

0,128

4.2. Рассчитаем коэффициенты участия для каждого потребителя по мощности:

КNi=NУЧi/NMAX,

где: NУЧi — мощность участия отдельной группы потребителей в максимуме нагрузки,

NMAX — максимум нагрузки.

КN110=779/2665=0,293

Таблица 14

Разнесение условно-постоянных затрат на топливо по потребителям согласно их доле участия в максимуме нагрузки

Потребитель

KNi

ИУ-П (млн. руб. в месяц)

Потребитель 1 Металлургия

0,293

26,914

Потребитель 2 Кр. промышленность

0,323

29,67

Потребитель 3 Мелкая промышленность

0,128

11,758

Потребитель 4 Эл. Транспорт

0,100

9,186

Потребитель 5 Коммунально-бытовой

0,156

14,330

Итого

1

91,858

4.3. Рассчитаем полную прибыль, которую ЭЭС должна получить за месяц:

П=Re*(ФОСВНСННН),

где: Re — норма рентабельности,

ФОС — основные фонды,

ФiН — объем средств, затрачиваемый на содержание сетей определенного класса напряжения.

П=5,0*(5,250+0,15+0,27+0,72)=31,950 млн руб. в месяц

4.4. Распределяем прибыль между потребителями пропорционально мощности участия в максимуме нагрузки энергосистемы:

Рассчитаем прибыль каждого потребителя следующим образом:

Пi= КNi* П

Пi=0,293*31,950=9,361 млн руб. в месяц

Таблица 15

Распределение прибыли между потребителями:

Потребитель

KNi

Пi (млн. руб. в месяц)

Потребитель 1 Металлургия

0,293

9,361

Потребитель 2 Кр. промышленность

0,323

10,320

Потребитель 3 Мелкая промышленность

0,128

4,090

Потребитель 4 Эл. Транспорт

0,100

3,195

Потребитель 5 Коммунально-бытовой

0,156

4,984

Итого

1

31,950

РАСЧЁТ ТАРИФОВ

Мировая практика накопила богатый опыт по формированию различных типов тарифов. Через систему тарифов энергоснабжающая организация реализует свои стратегии связанные со сбытом энергии, свои стратегические и тактические планы поведения на рынке.

Рис. 3. Учетная система и тарифы на электроэнергию.

5. ПРОСТОЙ ОДНОСТАВОЧНЫЙ ТАРИФ

Оплата по данному тарифу зависит только от тарифной ставки (Тj) и величины электропотребления. Потребитель рассчитывается за фактически потребленную энергию, определяемую по счетчикам энергии (). Объем платежа (О) определяется следующим образом:

O=Tjф,

где Тj — тарифная ставка для j-го потребителя (коп/кВтч).

Тарифная ставка определяется на основе планового электропотребления (), издержек и прибыли (), относимых на данную группу потребителей или конкретного потребителя:

Тj=(ИЭj(t)*dt+ ИNjj)/ЭПЛj.

Обычно система расчета помесячная, поэтому топливные издержки суммируются за месяц. Затраты на мощность (условно — постоянные) () и прибыль () обычно годовые и необходимо их разнесение по месяцам. Для разнесения используется принцип равномерного переноса затрат, т. е.

;

.

Таблица 16

Одноставочный тариф для электрического транспорта

Потребитель

Эi, кВтчас

ИТОПЛ i, млн. руб в месяц

ИУ i, мил. руб в месяц

ИСУМ i, млн. руб в месяц

Тi=ИСУМi/ЭП, руб/ кВтч

Эл. транспорт

6,352

11,207

9,186

20,393

3,21

Достоинства одноставочного тарифа:

— предельно прост и ясен для потребителя;

— простая система учета, требующая только счетчиков энергии.

Недостатки одноставочного тарифа:

-не учитывает различия в режимах электропотребления. Например, потребитель имеющий электроотопление или электроплиты оплачивает энергию по той же ставке что и остальные, хотя его режим базовый, и требует меньше затрат на производство энергии. Потребитель с базовой нагрузкой в этом случае переплачивает, а потребитель с большой пиковой нагрузкой может иметь экономические преимущества. Возникает задача разделения потребителей по составу электроприемников.

— не содержит факторов регулирования нагрузки, таких как уход из пиковой зоны;

— не реализован принцип структурного разнесения затрат производителя, т. е. нет видимой составляющей, определяющей условно постоянные затраты.

6. ДВУХСТАВОЧНЫЙ ТАРИФ

Тарифы с оплатой максимальной нагрузки

В многих видах тарифаов, все условно-постоянные затраты переносятся на электроэнергию, т. е. на киловатт-часы. Большая значимость этих затрат для энергетики предопределяет необходимость учета этой составляющей в тарифе в виде отдельной ставки.

Плата за энергию включает

,

где — ставка платы за мощность (кВт),

— максимальная нагрузка.

Формирование тарифной ставки за энергию () может производиться по рассмотренным выше схемам: простой тариф, блочный, зонный, но в них не включаются затраты по мощности (условно-постоянные)

Мощность участи в пике — это мощность потребителя при прохождении максимальной нагрузки в энергосистеме. Обычно фиксируется получасовой интервал нагрузки (например 12. 30 — 13. 00).

Тарифная ставка по мощности определяется делением условно — постоянных затрат и прибыли на максимальную мощность совмещенного графика энергосистемы. При помесячной системе расчетов годовые условно-постоянные затраты и прибыли необходимо пропорционально разнести по всем месяцам. Тогда тарифная ставка мощности ():

,

где — максимум получасовой нагрузки энергосистемы в течении месяца.

Потребитель оплачивает свою долю участия в максимуме:

,

где: — мощность участия потребителя в формировании системного максимума нагрузки.

Необходима измерительная система мощности, которая была бы настроена на фиксацию именно на время прохождения максимума в энергосистеме, т. е. требуется реле времени и фиксатор мощности. В свою очередь системный максимум под воздействием самого же тарифа может смещаться и время прохождения максимума изменится.

1. Расчет за максимальную фактическую мощность.

Расчет производится за максимальную месячную нагрузку потребителя () без учета совпадения с максимумом нагрузки энергосистемы. Мощность фиксируется в двухтарифных счетчиках энергии, тогда оплата:

.

Для отдельных потребителей будет иметь место несовпадение максимума собственного потребления с периодом прохождения пика в энергосистеме. Не имея информации о времени системного максимума и преследуя цель снизить собственный максимум, потребитель может перестроить свой производственный процесс так, что увеличит свою мощность в пике системы, и тем самым он только усложнит режим энергосистемы по мощности.

2. Расчет по заявленной мощности участия в пике.

При отсутствии измерений мощности, потребитель и энергосистема оговаривают и включают в контракт величину максимальной мощности нагрузки на момент прохождения пика в энергосистеме (потребитель заявляет).

.

Энергосистема периодически проверяет соответствие заявки путем проведения контрольных замеров. Превышение заявленной мощности обычно штрафуется.

Повышение заявленной мощности должно согласовываться с энергоснабжающей организацией, так как это связано с пропускной способностью сетей и возможностью генерирующего оборудования. Энергоснабжающая организация может ввести ограничения, по мощности установив его лимит.

Тариф не требует аппаратуры фиксации мощности нагрузки, и является действующим для большинства отечественных промышленных предприятий.

Основные формулы, используемые при расчете:

ТЭТОПЛ/Эi,

где Эi — энергия отпущенная с шин.

ТН=(ИУ-П +П)/РУЧ,

где РУЧ — мощность участия потребителя в пике графика нагрузки энергосистемы, МВт.

Расчет двухставочного тарифа проводим для двух потребителей — крупной промышленности и металлургии, т.к. в основном они определяют конфигурацию графика нагрузки энергосистемы.

1. Для крупной промышленности:

Ставка за энергию:

ТЭТОПЛ/Эi = 27 952 000/15755200=1,774 руб/кВт*ч

Ставка за мощность:

ТН=(ИУ-П +П)/РУЧ = (29 670 000+10320000)/860 000= 46,5руб/кВтч

2. Для металлургии:

Ставка за энергию:

ТЭТОПЛ/Эi= 31 140 000/17548000=1,775 руб/кВт*ч

Ставка за мощность:

ТН=(ИУ-П +П)/РУЧ =(26 914 000+9 361 000) /779 000= 46,6 руб/кВт

7. ЗОННЫЙ ТАРИФ

Зонные тарифы основаны на выделении временных интервалов, в пределах которых устанавливаются свои тарифные ставки. В качестве временных интервалов могут рассматриваться: сезоны (зима, лето), месяц, рабочие и выходные дни, часы суток. Для этого необходимо по обобщенному суточному графику выделить дневной и ночной интервал и для каждого из интервалов отдельно определить долю переменных затрат относимых на тариф и сформировать одноставочные тарифные ставки для этих периодов.

В суточном разрезе выделяются ночной и дневной тариф, и тогда плата определяется выражением:

,

где — ставка дневного и ночного тарифа соответственно,

— фактическое электропотребление в дневные и ночные часы соответственно.

Расчет по зонному тарифу требует счетчиков и реле времени. Реле астрономического времени подключает каждый раз свой счетчик в зависимости от выделенного интервала. Выпускаются и специальные многорегистровые счетчики со встроенным реле времени. Измерительная система для зонного тарифа требует больших затрат на обслуживание: стоимость самих счетчиков и затраты на их эксплуатацию.

Методика расчета тарифных ставок сводится к назначению временных зон и расчета издержек, относимых на зону.

;

.

В данном случае все условно-постоянные издержки и прибыль отнесены на дневную ставку тарифа.

Также как и любой тариф, зонный тариф возмещает все понесенные затраты производителя. Кроме того, позволяет реализовать такие цели как: стимулирование ночного потребления, уменьшение дневного потребления. В ряде западных стран используется задание двух ставок для ночного и дневного периодов: по максимальной мощности и энергии. Задание подобных двухставочных тарифов увеличивает информативность тарифной системы и побуждает потребителя к более глубокому экономическому анализу собственного энергопотребления.

Как правило, суточный зонный тариф обеспечивает выравнивание графика нагрузки за счет повышения потребления в ночной период. Наибольшее распространение зонные тарифы получили для учета изменения затрат по сезонам года (зима, лето). При этом задаются свои тарифные ставки для каждого из сезонов.

По графику нагрузки ЭЭС определим характерные дневную и ночные зоны: день: 8−20 ч. и ночь: 20−8ч.

Рис. 4. Суточный график нагрузки для мелкой промышленности.

Все условно-постоянные издержки включим в дневную ставку и произведем расчет зонного тарифа. Результаты расчета представим в таблицах.

Таблица 17

Топливные затраты для мелкой промышленности по времени суток

Параметры

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

Мощность ЭЭС, МВт

1540,8

1890

2444

2178

2665

2237

Мелкая промышленность, МВт

136

187

289

255

340

238

Топливные издержки ЭЭС, тыс руб час

101

130

125

133

132

134

Топливные издержки для мелкой промышленности, тыс руб час

8,915

12,862

14,781

15,572

16,841

14,257

Определим ставку дневного тарифа по следующей формуле:

ТДН=У-П+П+ИТОПЛДН)/ЭДН=(11 758 000+4090000+14 781+15572+16,841)/(1 156 000+1020000+1 360 000)=4,495 руб/кВтч

Определим ставку ночного тарифа по следующей формуле:

ТН=ИТОПЛНН=(8915+12 862+14257)/(544 000+748000+952 000)=0,016 руб/кВтч

Таблица 18

Расчёт зонного тарифа для мелкой промышленности

Зона

Электропотребление, МВтч

Условно-постоянные издержки, тыс руб

Топливные издержки, тыс руб

Прибыль, тыс руб

Тариф, руб/кВтч

День

3536

7193,129

188,776

2502,118

4,495

Ночь

2244

4564,871

144,136

1587,882

0,016

Проведем проверку полученных значений ставок зонного тарифа:

4,495*3536+0,016*2244=332,912+11 758+4090

15 930,224? 16 180,912

Полученные значения отличаются на 1,55% (что позволяет предельно допустимая погрешность 5%). Приблизительно они равны — расчет выполнен верно.

8. БЛОЧНЫЙ ТАРИФ

Блочный тариф устанавливает разную тарифную ставку в зависимости от объема электро-потребления. Тариф может быть повышающимся или понижающимся, что определяется, в первую очередь, управляющим воздействием на потребителя (управление спросом).

Повышающийся тариф способствует снижению общего электропотребления и обычно применяется для бытовых потребителей. Понижающийся блочный тариф стимулирует рост объемов электропотребления и, как правило, выгоден для энергоснабжающей организации. Во многих странах наблюдается процесс отказа от использования блочных тарифов, так как она противоречат политике энергосбережения.

Потребитель оплачивает каждый блок по своей тарифной ставке. Расчет платы выглядит следующим образом:

,

при;

,

при;

,

при.

Фактический объем электропотребления фиксируется обычными счетчиками энергии, что делает тариф простым и понятным для потребителя (клиента).

Расчет блочного тарифа строится на представлении временного графика нагрузки и графика удельных топливных издержек в виде графиков по продолжительности.

Многоступенчатый график продолжительности может быть приведен к эквивалентному 2−3х ступенчатому. Подлежит выбору размер блоков энергии, определяющих переход на новую тарифную ставку. Это опять таки больше маркетинговая задача, нежели экономическая, и ее решение требует всестороннего анализа характерных режимов потребления, состава электроприемников, сегментирования потребителей по тарифным группам и других факторов.

Достоинства блочного тарифа:

— прост в использовании;

— не требует специальных счетчиков;

— реализует стратегии производителей по стимулированию потребителей.

Недостатки блочного тарифа:

— не воздействует на пик нагрузки;

— не стимулирует энергосбережение;

— искусственность формирования.

Проведем расчет блочного тарифа для коммунально-бытового сектора:

Рис. 5. График нагрузки потребителя (коммунально-бытовой сектор).

Рис. 6. График нагрузки потребителя (коммунально-бытовой сектор, по возрастанию).

Рис. 7. График для формирование блочного тарифа.

Тариф рассчитывается при помощи следующей формулы:

Т=bЭ+А bЭ dPблока,(*)

где bЭ и, А — коэффициенты, которые рассчитываются по следующим формулам

bэТОПЛСУММ,

А=(ИУ-П+П)/РУЧ.

dP1 = 84 МВт;

dP2 = 252 — 84 = 168 МВт;

dP3 = 420 — 252 = 168 МВт.

КПОТ=0,10

ЭБЛ11 + ЭД= 84*24*30*(1+КПОТ)= 84*24*30*(1+0,10)=66 528 МВтч;

Э2= ((252−84)*12+(210−84)*8)*30=90 720 МВтч;

Продолжительность блока t2= 90 720/(168*30)= 18 часов.

ЭБЛ22+ ЭД = 90 720*(1+КПОТ)= 90 720*(1+0,10)=99 792 МВтч;

ЭБЛ33Д=(420−252)*8*30*(1+КПОТ)=(420−252)*8*30*(1+0,10)=44 352 МВтч;

Таблиц19

Определение топливных издержек коммунально-бытовых потребителей

Параметры

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

Электропотребление по системе, МВтч

6163,2

7560

9776

8712

10 660

8948

Электропотребление потребителей КБС, МВтч

336

840

1008

840

1680

1680

Топливные издержки системы, тыс руб (ч)

101

130

125

133

132

134

Топливные потребителей КБС, тыс руб (ч)

5,506

14,444

12,889

12,824

20,803

25,159

bэТОПЛСУММ=11 298/210672=0,054 руб/кВт

А=(ИУ-П+П)/РУЧ=(14 330+4984)/420=45,986 руб/кВт

Определяем ставки тарифа в соответствии с формулой (*)

Т1 = 0,054 + 45,986 *84/66 528 = 0,112 руб/кВтч;

Т2 = 0,054 + 45,986 *168/ 99 792 =0,131 руб/кВтч;

Т3 = 0,054 + 45,986 *168/44 352 = 0,228 руб/кВтч.

Проведем проверку полученных значений ставок зонного тарифа:

0,112*66 528+ 0,131*99 792+0,228 *44 352 =11 298+14330+4984

30 636,144=30 612

Проверка выполнена, полученные значения приблизительно равны (с погрешностью 0,08%) — расчет выполнен верно.

9. ТАРИФЫ ДЛЯ ВСЕХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ С УЧЕТОМ УРОВНЕЙ ПИТАЮЩЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

Центральная проблема ценообразования для сетевого хозяйства сводится к определению принципа разнесения полных сетевых затрат на потребителей. Как известно, полные затраты складываются из затрат на эксплуатацию (амортизация, заработная плата, ремонты и др.), относящиеся к условно-постоянным, и затрат обусловленных компенсацией потерь электрической энергии в сетях. В принципе затраты по каждой линии передач и каждой подстанции индивидуальны и определяются классом напряжения, передаваемой энергией, режимом загрузки линии, дальностью передачи, типом конструкции, схемами соединения, уровнем надежности и др. Именно индивидуальность отдельных линий электропередач, структурная неоднородность сети, многовариантность формирования потокораспределения и динамика режимов сети предопределяют проблему формирования сетевых тарифов.

В этой курсовой работе будем разносить сетевые затраты по уровням питающего напряжения. В данном случае тариф формируется по уровням напряжения, с которого потребитель потребляет энергию. В основу методики положено раздельное разнесение условно-постоянных и топливных затрат. Условно-постоянные затраты разносятся пропорционально уровням напряжения и максимальной расчетной мощности потребителя, а топливные издержки на возмещение потерь — пропорционально величине потерь и потребленной энергии. Недостаток этого метода заключается в том, что любому потребителю низкого напряжения вменяется оплата высокого напряжения. Тем самым стимулируется переход на высокое напряжение. Это действующая на сегодняшний день методика ценообразования, поэтому далее разнесение сетевых затрат будет производиться по уровням питающего напряжения.

9.1 ОДНОСТАВОЧНЫЙ ТАРИФ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

При расчете используются следующие формулы:

— для системы:

где (ИЭЭС)Г — издержки на генерацию системы,

ПЭЭС — норма прибыли для генерирующих мощностей системы.

— для сетей высокого, среднего и низкого классов напряжения:

,

,

,

где (ИВНi)У-П, (ИСНi)У-П, (ИННi)У-П — суммарные затраты на содержание потребителя определённого класса напряжения,

ВН)i, (ПCН)i, (ПНН)i — норма прибыли для потребителя определённого класса напряжения,

ВНтопл)i, (ИCНтопл)i, (ИННтопл)i — затраты на топливо для потребителя определённого класса напряжения.

Расчёт одноставочного тарифа будем вести по следующим формулам:

,

,

,

где бВН=0,03,

бСН=0,05,

бНН=0,08 — коэффициенты сетевых потерь в сетях различного класса напряжения.

Произведем расчет:

ЭЭС)Г =2 175 000 тыс. руб. в месяц.

ППЭС=9361 тыс. руб. в месяц;

ВНi)У-П =32 657 тыс. руб. в месяц.

СНi)У-П =66 358 тыс. руб.

ННi)У-П = 187 066 тыс. руб.

ПЭЭС = 286 081 тыс. руб.

Рассчитаем коэффициенты разноса прибыли:

К= Иi/((ИЭЭС)Г + ПЭЭС)

ЭЭС)Г + ПЭЭС=2 175 000+286081=2 461 081 тыс. руб.

Квн = 32 657/ 2 461 081=0,013

Ксн = 66 358/2461081=0,027

Кнн = 187 066/2461081=0,076

Кг =2 175 000/2461081=0,884

ИВНУ-П + ПВН =32 657+0,013*9361=32 778,693 тыс. руб. ;

ИСНУ-П + ПСН =66 358+0,027*9361=66 610,747 тыс. руб. ;

ИННУ-П + ПНН =187 066+0,076*9361=187 777,436 тыс. руб. ;

ЭЭС)Г + ПЭЭС =2 175 000+0,884*9361=2 183 275,124 тыс. руб.

Для того, чтобы в дальнейшем разнести условно-постоянные и топливные затраты по группам потребителей с учетом питающего напряжения, необходимо сделать перерасчёт коэффициентов по мощности, аналогично пункту 4. 2:

КNi=NУЧi/NMAX,

где: NУЧi — мощность участия отдельной группы потребителей в максимуме нагрузки,

NMAX — максимум суммарного графика нагрузки, перестроенного теперь для потребителей только какого-то одного класса напряжения.

Таблица 20

Разнесение условно-постоянных затрат по группам потребителей с учетом питающего напряжения, согласно коэффициенту разнесения по мощности

Группа потребителей

Металлургия

Крупная промышленность

Мелкая промышленность

Электрический транспорт

Коммунально-бытовая

Мощность участия группы в пике, МВт

779

860

340

266

420

Уровень питающего напржения

110

10

0,4

110

0,4

Затраты на генерацию, тыс руб

630 750

696 000

282 750

217 500

348 000

Затраты на сети ВН, тыс руб

11 070,723

9927,728

3657,584

3984,154

4016,811

Затраты на сети СН, тыс руб

-

37 425,912

13 736,106

-

15 195,982

Затраты на сети НН, тыс руб

-

-

88 856,350

-

98 209,650

Затраты отнесенные на группу, тыс руб

641 820,72

743 353,64

389 000,04

221 484,15

465 422,44

Итого

2 461 081

уч = 2665 МВт

Ручсн, нн = 1620 МВт

Ручнн = 760 МВт

Таблица 21

Топливные издержки, разнесенные по группам потребителей

Топливные затраты отнесенные на потребителя

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

За сутки

Топливные затраты по часам, тыс. руб

101

130

125

133

132

134

755,00

Металлургия (110кВ)

43,00

47,94

41,94

45,07

38,58

41,75

258,28

Крупная промышленность (10кВ)

27,06

35,49

41,79

44,64

42,60

36,06

227,64

Мелкая промышленность (0,4кВ)

8,915

12,862

14,781

15,572

16,841

14,257

83,23

Электрический транспорт (110кВ)

16,52

19,26

13,60

14,90

13,18

16,77

94,23

Коммунально-бытовая (0,4кВ)

5,506

14,444

12,889

12,824

20,803

25,159

91,63

С учетом проведенных выше расчётов, определим ставки одноставочного тарифа для различных потребителей и сведем полученные результаты в таблицу.

Таблица 22

Одноставочный тариф

Потребители

Эi (МВт*ч)

ИiТОПЛ (тыс. руб)

ИiУ-П (тыс. руб)

Пi (тыс. руб)

Тi (руб/кВт*ч)

Металлургия (110кВ)

17 548

7748,4

11 070,723

78,127

129,375

Крупная промышленность (10кВ)

15 755,2

2826,9

3984,154

31,396

355,455

Мелкая промышленность (0,4кВ)

5780

6829,2

13 736,106

252,747

153,586

Электрический транспорт (110кВ)

6352

2496,9

88 856,35

318,012

473,637

Коммунально-бытовая (0,4кВ)

6384

2748,9

98 209,65

393,424

430,614

9.2 ДВУХСТАВОЧНЫЙ ТАРИФ ДЛЯ МЕТАЛЛУРГИИ И КРУПНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Расчет проводим аналогично пункту

1. Для крупной промышленности:

Ставка за энергию:

ТЭТОПЛ/Эi = 2 731 680 /15 755 200=0,17руб/кВт*ч

Ставка за мощность:

ТN=(ИУ-П +П)/РУЧ =(9 927 728+76835,09)/860 000=11,63руб/кВтч

2. Для металлургии:

Ставка за энергию:

ТЭТОПЛ/Эi=3 099 360/17548000=0,18 руб/кВт*ч

Ставка за мощность:

ТN=(ИУ-П +П)/РУЧ =(11 070 723+41253,93) /779 000= 14,26руб/кВт

В результате разнесения сетевых затрат по уровням питающего напряжения ставки тарифа уменьшились (как за энергию, так и за мощность), это связано с тем, что теперь потребители питающиеся от высокого напряжения платят только за своё энергопотребление, в отличие от расчёта без учета питающего напряжения.

9.3 ЗОННЫЙ ТАРИФ ДЛЯ МЕЛКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

По графику нагрузки ЭЭС определим характерные дневную и ночные зоны:

День: 8−20 ч.

Ночь: 20−8ч.

Рис. 8. Суточный график нагрузки для мелкой промышленности.

Все условно-постоянные издержки включим в дневную ставку и произведем расчет зонного тарифа.

Таблица 23

Ставки зонного тарифа

Зона

Электропотребление, МВтч

Условно-постоянные издержки, тыс руб

Топливные издержки, тыс руб

Прибыль, тыс руб

Тариф, руб/кВтч

День

3536

54 368,585

47,194

48,741

25,17

Ночь

2244

34 503,141

36,034

30,94

0,02

ТДН=25,17 руб/кВтч

ТН=0,02 руб/кВтч

В результате разнесения сетевых затрат по уровням питающего напряжения ставки тарифа увеличились, это связано с тем, что потребитель «мелкая промышленность» относится к потребителям низким уровнем питающего напряжения.

9.4 БЛОЧНЫЙ ТАРИФ ДЛЯ КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО СЕКТОРА

Рис. 9. График нагрузки для коммунально-бытового сектора

Рис. 10. График нагрузки потребителя (коммунально-бытовой сектор, по возрастанию).

Рис. 11. Формирование блочного тарифа.

Тариф рассчитывается при помощи следующей формулы:

Т=bЭ+А bЭ dPблока,(*)

Таким образом:

dP1 = 84 МВт;

dP2 = 252 — 84 = 168 МВт;

dP3 = 420 — 252 = 168 МВт.

КПОТ=0,10

ЭБЛ11 + ЭД= 84*24*30*(1+КПОТ)= 84*24*30*(1+0,10)=66 528 МВтч;

Э2= ((252−84)*12+(210−84)*8)*30=90 720 МВтч;

Продолжительность блока t2= 90 720/(168*30)= 18 часов.

ЭБЛ22+ ЭД = 90 720*(1+КПОТ)= 90 720*(1+0,10)=99 792 МВтч;

ЭБЛ33+ ЭД=(420 — 252)*8*30*(1+КПОТ)= (420 — 252)*8*30*(1+0,10)=44 352 МВтч;

А = ИТОПЛСУММ =(98 209,650+711,436)/420=235,526 руб/кВт;

bэ=(ИУ-П+П)/РУЧ =1099,56/210 672= 0,005 руб/кВтч;

Определяем ставки тарифа согласно формуле (*):

Т1 = 0,005 + 235,526 *84/66 528 = 0,302руб/кВтч;

Т2 = 0,005 + 235,526 *168/99 792 0,402= руб/кВтч;

Т3 = 0,005 + 235,526 *168/44 352 =0,897 руб/кВтч.

Проведем проверку полученных значений ставок зонного тарифа:

0,302*66 528+ 0,402*99 792+0,897 *44 352 =1099,560+98 209,650+711,436

99 991,584=100 020,646

Проверка выполнена, полученные значения приблизительно равны (с погрешностью 0,03%) — расчет выполнен верно

В результате разнесения сетевых затрат по уровням питающего напряжения ставки тарифа резко возросли, это связано с тем, что потребитель «коммунально-бытовой сектор» относится к потребителям низким уровнем питающего напряжения.

ВЫВОДЫ

Существование кредитных тарифов обусловлено системой коммерческого учета энергетической продукции у потребителя. Применение новых информационных технологий позволяет вести коммерческий учет практически в реальном масштабе времени и отказаться от системы текущего планирования тарифов и тем самым снять противоречия финансового небаланса, обусловленные прогнозным характером спросовых и производственных показателей.

Многообразие разных типов кредитных тарифов преследует цель учесть многообразие влияющих спросовых и производственных факторов на экономические показатели.

Энергоснабжающая организация использует многообразие типов тарифов для реализации своих маркетинговых стратегий.

Использование принципа ценообразования «издержки + норма прибыли» не дает потребителю существенных преимуществ при выборе того или иного типа тарифа на краткосрочном интервале времени, а в большей мере проявляется на длительном интервале, когда возникает вопрос о вводе новых энергоисточников.

В России сегодня используются только кредитные тарифы и вопросы их формирования остаются актуальными.

Подводя итоги, отметим следующее:

ь Кредитные тарифы являются следствием несовершенства системы коммерческого учета энергетической продукции.

ь На краткосрочном интервале выбор типа кредитного тарифа не дает экономического преимущества потребителю. Производитель может иметь увеличение прибыли от увеличения объема реализации.

ь На длительном интервале правильный тип тарифа предопределяет эффективность использования фондов производителя и снижает средний тариф.

ь Многоставочные тарифы имеют цель дать информацию потребителю о том, когда следует потреблять, чтобы снизить затраты у производителя.

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой