Распределение результатов энергокомпаний при совместном инвестировании

Забелло Е. П., Евсеев А. Н.

При передаче и распределении электроэнергии по всей цепи электроснабжения от источника до потребителя в условиях действия энергорынка почти все задачи, связанные с экономикой этой передачи и распределения, требуют пересмотра, так как действующие ранее критерии, в основу которых был положен народно-хозяйственный подход, уже вступают в противоречие с подходами отдельных энергокомпаний и потребителей. Так, в [1], касаясь вопросов выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем, отмечено, что в связи с созданием акционерных обществ в электрических сетях стало сложным проведение согласованной технической политики в области выбора этих мероприятий, особенно в случае привлечения дополнительных материальных средств.
Подобный тезис подтвержден конкретным примером на основании оптимизационных расчетов в питающих (330 кВ) и распределительных сетях (110 кВ и ниже), принадлежащих двум энергокомпаниям, по методике [2]. Как отмечено в [1], выполненные с учетом неоднородности графиков нагрузок и генераций оптимизационные расчеты позволили обосновать уменьшение потерь энергии в линиях 110 кВ на 37,3% при увеличении их в линиях 330 кВ на 14,3%.
Таким образом, совместная оптимизация режимов в электрических сетях, принадлежащих двум энергокомпаниям, ставит одну из них в невыгодные условия. Такая же ситуация имеет место и при совместной оптимизации режимов по активной и реактивной мощности сетей, принадлежащих производственным энергообъединениям (ПЭО) и потребителям. В результате подобной оптимизации, как правило, получается, что, например, такое затратное мероприятие, как установка конденсаторных батарей в сетях 6-10 кВ, принадлежащих потребителям, дает основной эффект электроснабжающей организации за счет снижения потерь активной энергии на передачу реактивной по питающим сетям. В то же время может случиться, что некоторое объединение (например, объединение генерирующих источников) может получить отрицательный эффект вследствие того, что дополнительная компенсация реактивной мощности приведет к недопустимому повышению напряжений на питающих шинах.
Рассмотрим подобный пример в общем виде с помощью рис. 1, а, на котором кривая Ζп отражает изменение затрат потребителя с нарастающим итогом по годам на внедрение мероприятия с учетом фактора времени и инфляции, кривая Rn характеризует изменение результатов потребителя также с нарастающим итогом, кривая Rэ - то же энергосистемы, кривая Ru - то же источников электроснабжения. Как видно из рисунка, результат RB - отрицательный и его величина прямо пропорциональна времени t, при котором мероприятие считается внедренным.
Как следует из пояснений к обозначениям, под результатом понимается не только экономия в любом виде, но и возможный ущерб, который может быть нанесен некоторому из участников мероприятий.
Рассмотрим сечение кривых Z и R по вертикали в некоторое время t, при котором соблюдается баланс затрат и результатов, т.е.
(1)
При балансе согласно равенству (1) затраты потребителя полностью окупаются эффектом потребителя и энергосистемы и покрывают ущерб, понесенный источниками энергоснабжения. В случае, когда Rэt — Rиэ, эффект энергосистемы уходит на покрытие ущерба, понесенного энергоисточниками, однако законодательно ввиду самостоятельности организаций такое мероприятие, как восполнение ущерба, понесенного одной фирмой за счет другой, не практикуется.
Если Rэt>Rиt, то даже при полной компенсации ущерба Rиt энергосистеме останется разница ∆R - Rиt - Rэ, которая в данном случае должна относиться на счет потребителя согласно условию (1) с тем, чтобы понесенные им затраты Z полностью окупились. Действительно,
(2)
Заметим, что значение ∆R в настоящее время потребителю не компенсируется, это снижает его

заинтересованность во внедрении рассматриваемого мероприятия.
Рассмотрим более подробно этот случай с помощью интегральных кривых затрат и результатов, показанных на рис. 1,6, на котором выбрано сечение по вертикали в некоторое время t, такое, где

Согласно условию (4) суммарная кривая Rn, + R3,-Rn, не совпадает с кривой Rn, как это было в случае, рассмотренном на рис. 1, а. По этой причине она (на рис. 1, б штриховая линия) пересекает кривую затрат Ζπ в некоторой точке В, которая находится левее точки А, что свидетельствует о некотором сокращении срока окупаемости мероприятия, если этот срок рассчитывать исходя не из интересов только потребителя, внедрившего мероприятие, а из интересов потребителя, энергосистемы и генерирующих источников, т.е. общих интересов, которые сочетаются с государственными.
В этом случае нельзя считать правильным такое положение, при котором хотя и обеспечивается в целом народно-хозяйственный эффект, одна сторона приобретает то, что теряют другие, и наоборот. Единственным выходом из создавшейся ситуации является перераспределение составляющих эффекта таким образом, чтобы от внедрения некоторого мероприятия выигрывали все стороны, интересы которых это внедрение затрагивает. Возможностей подобного перераспределения может быть два:
централизованное перераспределение результатов через некоторый посреднический орган, например, специальную межведомственную энергетическую комиссию, контролирующую одновременно и правильность расчета затрат и результатов;
прямое перераспределение результатов между заинтересованными организациями.
В первом случае организации-посреднику отчисляется часть полученного положительного результата (эффекта) R с некоторым коэффициентом Кг, в результате чего его доля RTt определяется как

Оставшаяся часть эффекта составит

гдедоли объединения электростанций, потребителя и электрических сетей в эффекте, полученном электрическими сетями с учетом отчислений посреднику, определяемые следующим образом:

При прямом перераспределении результатов сомножитель 1 - Кг в формулах (7) - (9) опускается.
Пример. В результате внедрения предприятием компенсирующих устройств (конденсаторных батарей) на t-м году эксплуатации получены следующие результаты:

Таким образом, в обоих случаях потребитель, внедривший мероприятие, получает дополнительную долю результата, а в сумме (второй вариант) Rnt +Rnt = 7 + 1,076 = 8,076 млн. руб. При этом ущерб, понесенный источниками энергоснабжения, не только полностью покрывается, но и на их долю относится 0,306 млн. руб., а на долю электрических сетей относится 0,617 млн. руб. и, таким образом, все организации, имеющие отношение к внедрению мероприятия, становятся заинтересованными в его внедрении.

Рис. 1. Интегральные кривые затрат и результатов при внедрении потребителем энергосберегающего мероприятия

Не противоречит такое распределение результатов и государственным интересам, так как мероприятие окупается за более короткий срок и при централизованном перераспределении результатов через некоторый посреднический (он может быть государственным) орган обеспечивает долю отчислений и на его счет (0,2 млн. руб. при Кг = 0,1).
В случае, если расчеты показывают на высокую эффективность мероприятия, а отдельно каждый инвестор не имеет для его внедрения достаточных средств, возможно совместное инвестирование по принципу, согласно которому затраты, как и ожидаемые результаты, разбиваются на составляющие. В этом случае суммарный экономический эффект ЭΣ будет определен как разница R∑ - ΖΣ, т.е.
(10)
где Ζ1, Ζ2, Ζ3 - доли затрат первого, второго и третьего инвесторов; Ζ'3 - доля затрат третьего инвестора с учетом отрицательного результата R3.
Эффект Эх, рассчитанный по уравнению (10) для некоторого времени t, распределяется между инвесторами следующим образом:
(11)
Как следует из рассмотрения приведенных на рис. 1 кривых, основной сложностью является их построение, причем наибольшую сложность вызывает не расчет затрат Ζп, а расчет результатов, в том числе и отрицательных.
В нашем случае положительным результатом является снижение потерь активной энергии на передачу реактивной как в цепи внешнего электроснабжения, так и в распределительных сетях, принадлежащих потребителю. Расчет этих потерь производится по имеющимся в распоряжении специалистов материалам, например, инструкции [3], публикациях [4, 5] и др.
Расчет отрицательных последствий для энергосистемы и источников энергии от компенсации реактивной мощности в распределительных сетях потребителя энергии заключается не только в дополнительных расчетах диспетчерских режимов, которые в некоторых случаях вынужденно становятся менее экономичными, но и в оценке прямого ущерба, который наносится генераторам электростанций, работающих не на отдачу, а на прием реактивной энергии из сети. Особенно отрицательны последствия компенсации реактивной мощности в узлах, где активные нагрузки резкопеременны по часам суток или низки в целом из-за снижения электропотребления, что является достаточно распространенной ситуацией. В связи с этим, в п. 1.13 [6] записано: “В связи с происходящим в последние годы снижением электропотребления в электрических сетях существенно повысились уровни напряжения, достигнув в ряде узлов опасно высоких значений. Для нормализации положения энергоснабжающая организация имеет право устанавливать в договоре на пользование электроэнергией периоды специальных режимов работы конденсаторных установок (КУ), заключающихся, как правило, в отключении продолжительностью не менее месяца части или всех КУ За потребление реактивной энергии в эти периоды сверх экономических значений, установленных в договоре, потребителю предоставляется скидка с тарифа. Надбавка к тарифу в эти периоды не применяется”.

Рис. 2. Совмещенные графики электрических нагрузок по ОАО Татнефть в дни максимальных значений оплачиваемой мощности в VII-IX месяцах 2001 г.:

А - 11/VII 2001 г., 8 ч 30 мин, Рсовм = 339 529 кВт; В - 7/VIII 2001 г., 21 ч 30 мин, Рсовм = 354 479 кВт; С - 21/IX 2001 г., 20 ч 30 мин, Рсовм = 369 107 кВт; tn, tпп, tн - пиковая, полупиковая и ночная тарифные зоны

Учитывая не только сказанное в п. 1.13 [6], но и изложенное в тексте данной статьи, считаем, что возможности, энергоснабжающей организации должны быть шире, чем только установка в договоре на пользование энергией периодов специальных режимов работы конденсаторных установок. Следует учесть, что многие промышленные предприятия, как и энергосистемы, ведут постоянный мониторинг (отслеживание) нагрузок с помощью современных электронных средств энергоучета, в связи с чем управление режимами компенсации реактивной мощности может и должно вестись регулярно с учетом сложившейся ситуации с уровнями напряжения и перекоммутаций в схеме внешнего электроснабжения.
Для этой цели в [6] рекомендуется применение оптимизационного метода расчета. Однако при всей прогрессивности этого метода применение его основано на расчете экономически обоснованного значения tg φ только в часы суточного максимума нагрузки за зимний день контрольных замеров, проводимых энергосистемой. К тому же критерием оптимизации является минимум затрат энергосистемы на передачу по сети реактивной мощности и энергии потребителям и затрат потребителей на установку КУ. Учитывая, что энергосистема и потребитель являются независимыми хозрасчетными структурами и что затраты на установку КУ несет потребитель, подобный критерий оптимизации не может считаться объективным без последующего перераспределения результатов, полученных после проведения оптимизационных расчетов. Подкрепим это конкретным примером.
С середины 2000 г. ОАО Татнефть, перейдя на расчет с энергосистемой за электроэнергию по тарифам, дифференцированным по зонам времени, провело ряд организационно-технических мер, в результате чего совмещенные графики нагрузки в целом по ОАО в рабочие дни существенно изменились. В часы контрольных интервалов имелись не пики, а провалы нагрузок (рис. 2).
Снижение нагрузок осуществлено в основном за счет отключения в рабочие дни (часы пиковых нагрузок) некоторой части насосных агрегатов для закачки воды в нефтеносные зоны с целью поддержания пластового давления. Так как приводом к насосным агрегатам являются преимущественно синхронные двигатели, работающие с целью снижения потребления реактивной мощности с некоторым перевозбуждением, то их отключение (до 80 тыс. кВт в целом по ОАО) вызывает рост потребления реактивной мощности и соответственно рост значения tg φ выше нормативного, что приводит к росту оплаты за потребляемую реактивную мощность, так как, хотя часы провала нагрузок у потребителя попадают на часы пиковых нагрузок в энергосистеме, расчет надбавок за реактивную мощность по-прежнему проводится исходя из интересов энергосистемы.
По нашему мнению, в случаях, когда потребитель вступает в режимное взаимодействие с энергосистемой, все оптимизационные расчеты, призванные обеспечить взаимную выгоду взаимодействующим сторонам, должны проводиться совместно и только потом находить разрешение в прямых договорах на отпуск электроэнергии или иным способом, если взаимодействующих сторон больше двух, что на рынке энергии уже является реальным, так как реструктуризация энергетики продолжается с выделением новых самостоятельных структурных подразделений (например, диспетчерских управлений, объединений генерирующих источников и др.).

Рис. 3. Изменение средних удельных расходов топлива на выработку электроэнергии с учетом собственных нужд и потерь на передачу при различных соотношениях этих расходов в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки: 1 - ЭН:Эпп:ЭП = 0,55:0,3:0,15; 2 - то же 0,6:0,33:0,07

Одним из существенных результатов энергосистемы при обосновании подходов к режимному взаимодействию является, например, снижение удельных расходов топлива на выработку электроэнергии в случае, когда в энергосистеме имеется недостаток маневренных источников. (12)
Рассмотрим это на конкретном примере, используя упрощенную формулу, предложенную в [7], где G - расход топлива в энергосистеме за сутки для выработки электроэнергии, кг/(кВт-ч); ап = 0,1 - коэффициент потерь электроэнергии на участке от тин станции до потребителя; асн = 0,08 - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды; Эн, Эпп, Эп - потребление электроэнергии в часы ночных, полупиковых и пиковых нагрузок; φΗ, φпп, φп - удельные расходы топлива соответственно в зонах ночного провала нагрузок, на полупиковых и пиковых интервалах, кг/(кВт · ч).
В таблице и на рис. 3 приведены результаты проведенных расчетов при различных сочетаниях
отношений Эн: Эпп: Эп, φΗ; φ: φп и трех значениях φΗ - от 0,3 до 0,4 кг/(кВт · ч).
Как видно из таблицы и кривых, приведенных на рисунке, соотношение потребления Эн: Эпп: Эп изменялось от 0,55:0,3:0,15 до 0,6:0,33:0,07, что близко к тому, что за последние 1,5 года получено в ОАО Татнефть в результате перераспределения нагрузок по тарифным зонам. В этих условиях исходным значением G принята величина 0,488 кг/(кВт · ч).
При первом варианте соотношений удельных расходов топлива 0,3:0,4:0,5 и φΗ = 0,35 кгДкВт · ч) средняя экономия на выработку 1 кВт · ч электроэнергии составит AG = 0,507 - 0,488 = 0,019 кг /(кВт · ч), что в расчете на годовое энергопотребление ЭΣ ОАО Татнефть (3 млрд. кВт · ч) обеспечит энергосистеме экономию условного топлива в размере

или при цене 100 дол/т условного топлива снизит оплату за топливо на

Отметим, что с мая по декабрь 2000 г. в результате перехода на режим управления нагрузками ОАО сократило плату за электропотребление и мощность на 34,8 млн. руб., что в пересчете на год составляет

Если произвести перерасчет полученной потребителем экономии на топливо, сэкономленное энергосистемой с учетом выработки и передачи энергии, то энергосистема скомпенсирует недобор платы за электропотребление при следующем снижении удельного расхода топлива на выработанный и отпущенный киловатт-час

что намного ниже, чем в рассмотренном примере и, на наш взгляд, вполне реально даже, учитывая, что в энергосистеме Татэнерго имеется маневренный источник электроснабжения - Нижнекамская ГЭС, работающая в часы пиковых нагрузок, однако объема ее водохранилища для полного покрытия пиковых нагрузок недостаточно. К тому же при сложившихся нагрузках гидрогенераторы ГЭС вынуждены работать с недовозбуждением, т.е. на прием реактивной мощности, что требует при расчете диспетчерских режимов не только учета удельных расходов топлива в энергосистеме, но и ограничений по напряжениям.
Подобная ситуация в зоне Татарской энергосистемы не единична и свидетельствует о том, что
размеры и соотношения тарифов на активную энергию в тарифных зонах, размеры и порядок обоснования надбавок и скидок к тарифам на реактивную энергию, уровни компенсации реактивной мощности в узлах нагрузок должны рассчитываться для каждого конкретного случая на основании оптимизационных расчетов.
В этих расчетах должны охватываться все составляющие затрат на некоторое мероприятие и все, в том числе отрицательные результаты, получаемые образованными путем реструктуризации объединениями, имеющими отношение к выработке, передаче, распределению и потреблению энергии.

Выводы

1. С углублением реструктуризации энергетики неизбежен пересмотр взаимоотношений между реструктурированными звеньями, включая потребителя энергии. Этот пересмотр касается как общей регламентирующей базы (правила, инструкции, методики, договора), так и конкретных технико-экономических исследований с целью соблюдения интересов режимно-взаимодействующих сторон и в целом государственных интересов.
2. Учитывая важность затронутых вопросов и ограниченный объем статьи, авторы считают целесообразным проведение на страницах журнала теоретической дискуссии, в которой бы подробно были обсуждены как критерии и способы оптимизации затрат при передаче электроэнергии в цепи электроснабжения “источник - потребитель” в рыночных условиях, так и подходы к режимному взаимодействию энергосистем и потребителей энергии.

Список литературы

1. Потребич А. А. Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем. - Электрические станции, 2001, № 5.
2. Железко Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.
3. И 34-7-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М.: Союзтехэнерго, 1987.
4. Воротницкий В. Э., Заслонов С. В., Калинкина М. А. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 - 10 кВ. - Электрические станции, 1999, №8.
5. Бохмат И. С., Воротницкий В. Э., Татаринов Е. П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. - Электрические станции, 1998, № 9.
6. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. - Промышленная энергетика, 1998, № 10.
7. Михайлов В. В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1986.