МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЦЕНЫ ГИДРОЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ

В основе образования цены находятся издержки производства продукта. Для гидростанции они включают себестоимость производства электроэнергии на ГЭС (Сгэс), себестоимость передачи (транспорта) электроэнергии в ОЭС (Слэп) и себестоимость организации и функционирования электроэнергетической системы ОЭС (С0эс)> т- е- себестоимость гидроэнергии

Каждая из этих величин имеет условно-постоянные затраты (Суд), которые не связаны с режимами, переменные (Спер), связанные с режимами, коммерческие надбавки (Ском) и прочие (С„р), Т. е.

Рассмотрим только составляющую СперГЭС, которая не учитывается в себестоимости (затратах) ГЭС. Цена электроэнергии ГЭС не соответствует ее полной себестоимости. Известно, что на воду (сток) для ГЭС в России нет цен. На потребительском рынке за воду цена есть, а на электроэнергетическом ее нет. Это давняя проблема, но пока она не решена.

Себестоимость производства электроэнергии на ГЭС

и в ней нет переменных затрат, зависящих от использования энергоресурса. При таком представлении разные ГЭС имеют мало различающуюся себестоимость. При коммерческих отключениях это принципиально неверно. Необходимо учитывать и различие в энергоемкости воды (стока) от напора, и эффективность использования энергии ГЭС в системе, и дальность транспорта энергии и др.

Остановимся на вопросе определения себестоимости эффективности ГЭС (СэфГЭс)' Известно, что единица стока (расхода (Q)

воды) имеет разную энергетическую ценность. Не будем забывать, что напор (Н) - это энергия стока [9]. Если учесть, что AQ —>

ДЯ—»ДЭ—»СперГЭС, то себестоимость электроэнергии Сгэс =

= Суп гэс + СкомГЭС + СпрГЭС + СэфГЭС.

Использование гидроэнергии в ЭЭС дает большой экономический эффект, и в период интенсивного развития гидроэнергетики была разработана методика оценки топливной эффективности ГЭС [9]. Энергия ГЭС частично используется в региональной системе, а частично в ОЭС, и ее ценность - это топливные ресурсы или полные затраты. Тогда ДЭ0эс —>Д2?—»ДИ, в зависимости от переда-

ваемои электроэнергии они будут 2^-, или по полным затра-

Д/Угэс

V АИ о

там 2^-. Эта оценка выполняется по относительным приро-

ДДгэс

AN AN

стам - и -.

АН AQ

Аналогично можно получить и другие характеристики по влиянию ГЭС на издержки ЭЭС и по учету потерь мощности на передачу, в общем виде представляющие собой полином:

По этим характеристикам можно получить характеристики относительных приростов и использовать их для разных гидростанций.

Тогда средневзвешенная поправка к ценам всех ГЭС будет

Эта величина учитывается при продаже и отражает ее зависимость в среднем от цены покупки, с учетом затрат ОЭС.

Зависимость от напора и эффективности использования ГЭС в региональной системе выражается относительным приростом расхода топлива и величиной потерь мощности от передачи мощности

AiVrr)p АИг±г±(~' АР пэгт

ГЭС. Относительные показатели -МОГуТ

АЯГэс АЛ^ГЭС ^гэс

быть противоречивы. Так, для станций ОЭС Сибири ряд эффективности по напору: Саяно-Шушенская ГЭС (напор 200 м), Красноярская ГЭС (напор 100 м), Новосибирская ГЭС ( напор 20 м). По показателю эффективности использования станций в системе: Красноярская ГЭС (она вытесняет неэкономичные мощности ТЭС), Саяно-Шушенская ГЭС (она превалирует в системе), Новосибирская ГЭС (она работает в базовой части ГН и не влияет на переменный режим ТЭС). Приведенный пример - условный. В таких случаях разрабатывается специальная методика с весовыми показателями и заявленная цена может определяться как

Приведем пример расчета цен для ГЭС ОЭС Сибири в условных ценах. На рынке ОЭС Сибири продавцы электроэнергии - Хакасская, Красноярская и Иркутская энергосистемы, в составе которых имеются крупные гидроэлектростанции. Основные производители электроэнергии - это три гидроэлектростанции: Саяно-Шушенская (Хакасская энергосистема), Красноярская (Красноярская энергосистема) и Братская (Иркутская энергосистема). Так как технические характеристики и возможности электростанций различны, в основу расчетов положен принцип зависимости цены продажи электроэнергии от напора станции. От напора ГЭС зависит объем производства электроэнергии (чем больше напор, тем больше количество производимой энергии) и ее себестоимость (чем больше напор, тем ниже себестоимость производства электроэнергии), а следовательно, должна быть однозначная связь и с ценой продажи продукции Ц(Н).

Средняя цена продажи электроэнергии всех станции

где Ц - принятая цена продажи электроэнергии на рынке ОЭС Сибири, равная 20...25 коп/кВт • ч; Нср - средний напор станций, м,

Нср = (НХ + Н23)/3, где Нх - напор Саяно-Шушенской ГЭС, м; Н2 - напор Красноярской ГЭС, м; Н3 - напор Братской ГЭС, м.

Цена электроэнергии, определяемая в зависимости от напора ГЭС, будет различной (табл. 3.3) по отношению к среднему на- пору Цс.ш = Цср/Я, [коп/кВт • ч], ЦКр = Цср2 [коп/кВт • ч],

ЦБр = Дср/^3 [коп/кВт • ч].

В табл. 3.3 показано, что реальная цена продажи электроэнергии, произведенной на Красноярской ГЭС, выше цены электроэнергии, произведенной на Саяно-Шушенской ГЭС, почти в два раза.

Таблица 3.3

Средние и дифференцированные цены продажи электроэнергии в зависимости от напоров ГЭС

Показатели

Саяно-

Шушенская

Красноярская

Братская

Расчетный напор ГЭС, м

194

93

100

Средний напор Нср, м

129

Действующая цена на рынке , коп/кВт • ч

20

Средняя цена на рынке Ц^р, коп/кВт • ч

15,5

Дифференцированные цены ГЭС в зависимости от Ц^р, коп/кВт • ч

7,99

16,67

15,5

Действующая цена на рынке Ц2, коп/кВт • ч

25

Средняя цена на рынке Ц^, коп/кВт • ч

19,37

Дифференцированные цены ГЭС в зависимости от Ц^р, коп/кВт • ч

9,98

20,83

19,37

Расчет цены передачи электроэнергии. Ценообразование в области передачи электроэнергии также основано на принципе усреднения цен транспортных услуг. Будем считать, что средняя цена передачи электроэнергии по ЛЭП 500 кВ равна 20 коп/кВт • ч, по

ЛЭП 220 кВ - 10 коп/кВт • ч и зависит только от эксплуатационных затрат и затрат на возмещение потерь электроэнергии в сетях. Соотношение сетей на рынке ОЭС Сибири следующее: ЛЭП 500 кВ составляют примерно 70 %, ЛЭП 220 кВ - 30 %.

Цена передачи электроэнергии зависит от дальности передачи (содержание сетей, возмещение технологических и коммерческих потерь). При этом

где Цср - средняя цена передачи электроэнергии по ЛЭП 500 кВ, равная 20 коп/кВт • ч; Li - протяженность ЛЭП i-й энергосистемы, км.

Для расчетов выбрано три направления передачи электроэнергии: от Братской ГЭС до Улан-Удэ, от Красноярской ГЭС до Кемерово, от Саяно-Шушенской ГЭС до г. Кызыла (Алтай) с учетом транзитов по сетям соседних энергосистем (табл. 3.4).

Таблица 3.4

Дифференцированные цены на передачу электроэнергии в зависимости от дальности передачи, коп/кВтч

Направление передачи

Цср,

Алэп>

Цпер’

коп/кВт • ч

км

коп/кВт • ч

Братская ГЭС - Улан-Удэ

537,6

107,52

Красноярская ГЭС - Кемерово

20

613,2

122,64

Саяно-Шушенская ГЭС - Кызыл

257

51,4

В соответствии с этим цена передачи электроэнергии по указанным направлениям: = Ц5ЯЭШ, Ц2 = ^2^лэп2> Дз = ^з^лэпз

[коп/кВт • ч], где L{ - расстояние от Братской ГЭС до Улан-Удэ, км; L2 - расстояние от Красноярской ГЭС до Кемерово, км; L3 - расстояние от Саяно-Шушенской ГЭС до Кызыла, км; Улэп/ - сетевой тариф, коп/кВт • ч/100 км. Эта величина влияет на цену продажи.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >