К вопросу об экономической эффективности двухтарифных счетчиков электроэнергии

И. Н. Ковалев, канд. техн. наук, доцент ИУБиП, г. Ростов-на-Дону

Установка двухтарифных электросчетчиков позволяет напрямую стимулировать потребителей к экономному режиму использования электроэнергии и косвенно ведет к выравниванию суточных графиков нагрузки.

Для повсеместной замены старых электросчетчиков на новые двухтарифные нужно решить следующие вопросы: кто должен устанавливать новые счетчики, которые существенно дороже традиционных (примерная стоимость 3–4 тыс. руб.); станет ли введение двухставочного тарифа достаточным стимулом к установке нового счетчика; при проведении установки счетчиков энергоуправлением или некоторым посредником как оценить достигаемый экономический эффект в энергосистеме и какова возможность извлечения инвестором дополнительного дохода от мероприятия; по какой методике можно оценить эффективность инвестиций в более дорогие двухтарифные счетчики. Отметим, что перенимать существующий зарубежный опыт нужно с большой осторожностью, учитывая ментальную особенность отечественных бытовых потребителей.

От сглаживания суточных графиков распределения электрических нагрузок будут получены, по крайней мере, два положительных эффекта:

– снижение потерь электроэнергии в сетях, учитывая их квадратичную зависимость (согласно закону Джоуля-Ленца) от ординат графика (интегральный эффект);

– снижение максимума активной мощности энергосистемы, что позволит уменьшить потребную мощность новых электростанций или отсрочить их пуск, временно повышая пропускную способность сети в период пиковых нагрузок (локальный эффект).

Снижение потерь электроэнергии в сетях очевидно, и дело лишь в методике количественной их оценки. Однако на практике получение прибыли от этого эффекта весьма затруднительно. Тем не менее, такая оценка необходима.

Снижение максимума активной мощности энергосистемы зависит от единичных мощностей планируемых новых электростанций, абсолютных значений параметров суточных графиков нагрузок, их соотношения и достигаемой возможности снижения максимума электрической нагрузки энергосистемы. Вероятность достижения локального эффекта выше в более мощной энергосистеме, поскольку в ней единичные мощности станций относительно меньше.

Рассмотрим возможную методику количественной оценки эффективности первого фактора – снижения потерь электроэнергии в результате выравнивания суточных графиков.

В основе предлагаемого алгоритма лежит интегральное представление суточных графиков электрических нагрузок энергосистемы в виде некоторой модели ее годового графика нагрузки. Модель представляет линейную упорядоченную диаграмму ординат графика (УД), начиная с максимальной величины нагрузки Ѕ_М и заканчивая минимальной – Ѕ_m, при общей продолжительности рассматриваемого периода Т = 8 760 ч (рисунок). Как показал опыт, такая линейная модель хорошо аппроксимирует реальную упорядоченную диаграмму всех ординат графика электрических нагрузок районных подстанций. Некоторая «размытость» вопроса состоит в выборе двух указанных расчетных ординат модели, характеризующих размах нагрузок в годовом разрезе. Здесь приходится усреднять ординаты графика в интервалах максимального и минимального изменения нагрузок. Однако операция такого усреднения обычна для электрической сети. Так, учитывая ее тепловую инерционность, усреднение применяется повсеместно при выборе сечений линий и мощностей силового оборудования (исключение делается лишь для релейной защиты). В рассматриваемом случае также не следует использовать кратковременные пики нагрузки, относящиеся, например, к нескольким необычно холодным дням, и кратковременные провалы нагрузок. В качестве величины Ѕ_М принимаем максимум нагрузки энергосистемы в зимний среднестатистический день (усредненный, например, за два часа), а в качестве величины Ѕ_m – минимум нагрузки в летний среднестатистический день.

Таким образом, рассматриваемая модель может быть задана двумя величинами: либо Ѕ_М и Ѕ_m , либо Ѕ_М и коэффициентом размаха графика s = Ѕ_m / Ѕ_М. Очевидно, что аналогичные модели для активной и реактивной мощности будут мало отличаться по форме от модели для полной мощности, хотя соотношения между максимальными и минимальными величинами будут несколько иными. Но это практически не влияет на полученные ниже выводы.

Эффект, получаемый от снижения потерь электроэнергии в сетях, определяется разницей между величиной потерь в исходном режиме нагрузок и соответствующей величиной в режиме выравнивания нагрузок, где благодаря использованию двухтарифных электросчетчиков потребители в целях экономии собственных средств (тариф на электроэнергию в ночные часы в 4–5 раз ниже дневного) используют бытовые приборы в ночное время.

Электрические потери на нагрев в проводниках определяются эффективной, условно постоянной нагрузкой Ѕ_Э. В случае принятой модели графика годовые потери электроэнергии в исходном режиме нагрузок пропорциональны величине:

DW = Ѕ_Э²Т = Ѕ_м² (1 + s + s²)(Т / 3). (1)

После выравнивания графика нагрузки возникнет новая линейная УД, при новых значениях Ѕ_М1 < Ѕ_М и s₁ > s (рисунок), отвечающих меньшему размаху УД и меньшим потерям электроэнергии DW₁. Искомый экономический эффект будет определяться разницей величины DW и DW₁, соответствующей новым значениям Ѕ_М1 и s₁. Относительное снижение потерь рассчитать нетрудно.

Рисунок. Модель годового графика электрической полной нагрузки энергосистемы

Приведенная на рисунке диаграмма нагрузок в исходном режиме (красная линия) отвечает энергосистеме с годовым полезным электргопотреблением

W = 80 млрд кВА•ч и среднегодовой полной мощностью около 9 тыс. МВА. Размах УД определяется следующими величинами: Ѕ_М = 15 тыс. МВА, Ѕ_m = 3 тыс. МВА и, соответственно, s = 0,2. Предположив, что выравнивание графика нагрузки позволит снизить максимальную мощность на 500 МВт, т. е. на 3,3 %, оценим в денежном выражении выгоду, ожидаемую от каждого положительного эффекта – снижения годовых потерь электроэнергии и уменьшения установленной мощности электростанций.

Значения параметров УД в режиме выравнивания нагрузок: Ѕ_М1 = 14,5 тыс. МВА, Ѕ_m1 = 3,5 тыс. МВА и s₁ = 0,24. Относительное снижение потерь рассчитаем согласно (1) и получим:

     dDW* = 1 - DW₁ / DW = 0,02.  (2)

Остается экономически оценить снижение потерь равное 2 %. Предположив, что потери в сети рассматриваемой энергосистемы и в распределительных сетях составляют 15 % от полезно отпущенной электроэнергии, получим DW = 12 млрд кВт•ч. Снижение потерь на 2 % в энергетическом эквиваленте составит dDW = 240 млн кВт•ч/год. При тарифе b ≈ 1,5 руб./кВт•ч, экономический эффект от снижения потерь в сетях энергосистемы составит С_d = 360 млн руб./год.

Перейдем к определению экономической эффективности от второго возможного позитивного фактора – снижения максимальной активной мощности энергосистемы. Согласно нормативно-методическим материалам [1], удельная стоимость тепловой станции приблизительно равна 30 тыс. руб./кВт. Однако практика строительства за последние годы показала, что величина удельной стоимости колеблется в интервале 30–60 тыс. руб./кВт в зависимости от единичной мощности станции и ее типа. Взяв для расчета среднее значение удельной стоимости, получим, что стоимость замещаемой мощности электростанций в 500 МВт приблизительно равна С_DР = 20 млрд руб.

Сопоставляя С_d и С_DР можно сделать вывод, что эффект от снижения потерь электроэнергии в сетях при выравнивании суточных графиков нагрузки электропотребления незначителен по сравнению с эффектом от возможного снижения установленных мощностей электростанций. Величина получаемого эффекта от снижения мощностей электростанций зависит от соотношения суммарной мощности энергосистемы и возможной дополнительной единичной мощности электростанции. В рассматриваемом случае это может быть, например, парогазовый блок ПГУ мощностью 450 МВт.

Среднее электропотребление в стране равно 7 тыс. кВт•ч/чел. [2]. В соответствии с этим, примерная численность населения, обслуживаемого рассматриваемой энергосистемой при W = 60 млрд кВт•ч (80 млрд кВА•ч), составит 10 млн чел. Предположив, что каждая семья установит двухтарифный счетчик, необходимое количество последних можно оценить в 3 млн штук. При цене счетчика примерно 3 тыс. руб. общая их стоимость будет около 10 млрд руб., что более чем в два раза меньше достигнутой экономии инвестиций С_d. Определение эффективности в данном случае сводится к простому сравнению величин инвестиций в установку двухтарифных счетчиков бытовым потребителям и в строительство электростанций для получения дополнительных мощностей, от которых можно отказаться в результате выравнивания суточных графиков электрических нагрузок.

Рассмотрим специфику необходимых денежных потоков в зависимости от их назначения. Наличие двухтарифных счетчиков выгодно населению, в первую очередь – малообеспеченному. Однако низкая платежеспособность последнего – серьезное препятствие для установки новых измерительных приборов за счет бытовых потребителей. Но установка двухтарифных электросчетчиков не только помогает решить проблему оптимизации электрического баланса в часы пиковых нагрузок, что очень выгодно крупным энергосистемам, и приносит им значительную дополнительную экономию. Из расчетов, приведенных выше, видно, что экономический эффект от снижения потребной мощности электростанций в два с лишним раза перекрывает затраты на установку двухтарифных счетчиков. Поэтому инвестором в проведении замены старых счетчиков на новые вполне может стать энергосистема, параллельно выполняя социальный заказ Правительства на повышение благосостояния низкооплачиваемого населения.

Если предположить, что установка счетчиков в жилищно-коммунальном секторе будет определяться только экономическими соображениями, следует определить срок окупаемости каждого счетчика в семейном бюджете. Не располагая соответствующей статистикой, предположим, что каждая семья в среднем будет пользоваться «ночным» тарифом в течение двух часов в сутки (с учетом потребления электроэнергии после 23:00 по обычному графику), что в год составит около 700 ч. Разница между дневным и ночным тарифами – примерно 1 руб., т. е. экономия от использования электроэнергии в ночное время в течение года получится равной DС ≈ 700 руб. При стоимости счетчика 3 тыс. руб. срок окупаемости составит около четырех лет. Дисконтировать ежегодные будущие дополнительные доходы не имеет смысла, учитывая неизбежное повышение тарифов для достижения уровня мировых цен на электроэнергию. Поскольку срок службы новых счетчиков составляет не один десяток лет, их установка весьма выгодна для потребителей ЖКС.

Выводы

1. Применение двухтарифных счетчиков электроэнергии ведет к выравниванию суточных графиков нагрузок и позволяет получить два положительных технико-экономических эффекта: снижение потерь электроэнергии в сетях и возможное уменьшение суммарной мощности электростанций.

2. Оценочные расчеты показывают, что эффект от снижения потерь невелик и трудно реализуем в виде прибыли энергокомпании. Эффект от уменьшения мощности электростанций реален для относительно мощных энергосистем и величина соответствующих инвестиций значительно превышает суммарные затраты, необходимые на внедрение двухтарифных счетчиков.

3. Реальным инвестором в деле установки двухтарифных счетчиков бытовым потребителям может стать энергокомпания, поскольку технико-экономический эффект от обоих рассмотренных факторов сосредоточен именно в ее сетях.

4. Установка двухтарифного счетчика заведомо целесообразна для семейного бюджета, поскольку срок их окупаемости в несколько раз короче срока службы.

Литература

1. Нормативно-методические материалы по выполнению «Ежегодного анализа и прогноза развития ЕЭС и ОЭС России на десятилетний период». М.: ОАО «Энергосетьпроект», 2001.

2. Россия в цифрах. 2005: Крат. стат. сб. / Росстат. М., 2005.