Основные правовые нормативные документы в области энергосбережения

    Для технико-экономических расчетов, связанных  с перспективными оценками затрат, используется классификация по экономическим элементам. Процентное соотношение экономических элементов в общей сумме издержек представляет их структуру. В отличие от структуры себестоимости продукции в других отраслях промышленности в энергетике не выделяют затраты на сырье и основные материалы.

    Структура затрат на производство энергии неодинакова  для различных энергетических объектов. Так, для ТЭС наибольший удельный вес имеют затраты на топливо, а для ГЭС — затраты на амортизацию, достигающие более 80 %.

    В целом для энергетического производства важнейшими элементами затрат являются затраты на топливо S_Т, на амортизацию S_ам, заработная плата S_З.П и прочие расходы S_пр. При проведении сравнительных технико-экономических расчетов на стадии проектных и предпроектных работ нет необходимости определять затраты по всем экономическим элементам. Три элемента затрат — топливо, амортизация и заработная плата — вместе составляют 90—93 % от общей суммы затрат. Поэтому суммарные эксплуатационные расходы можно укрупненно выразить следующим образом (р./год):

    S = S_Т + S_ам + S_з.п + S_пр.

    Затраты на топливо:

    

    где Ц_т — средневзвешенная цена 1 т условного топлива, р./т; В — годовой расход условного топлива, т/год; b_э — удельный расход топлива на 1 кВт•ч электроэнергии, г/кВт•ч; W_э — отпуск электроэнергии, кВт•ч.

    Для исчисления себестоимости энергии  на тепловых электростанциях и в котельных используется множество методов. Один из самых интересных — метод "отключений". Смысл заключается в том, что из суммарных затрат комбинированного производства исключаются затраты на побочные продукты, которые оцениваются по себестоимости их производства или по ценам. В энергетике этот метод нашел отражение при построении треугольника Гинтера (рис. 3.1). На одной стороне треугольника откладывается себестоимость 1 кВт•ч, а на другой — 1 ГДж тепла. Максимальная величина себестоимости 1 кВт•ч будет при Q_отп =0 — когда все затраты ТЭЦ относятся на электроэнергию (точка В). Наоборот, при W_отп⁼⁼ 0 достигается максимум себестоимости отпущенного тепла (точка A). В соответствии с годовыми затратами и строится треугольник. Задаваясь себестоимостью одного вида энергии (S’_{т э}), можно определить себестоимость другого (S’ _э ).

    

    

    Рис. 3.1. Определение себестоимости электрической и тепловой энергии по методу Гинтера:

    S’_{т э} — себестоимость производства единицы тепла в котельной;

    S’_э — себестоимость единицы электроэнергии; Q_отп — количество тепловой энергии, отпускаемой на сторону, ГДж; W_отп — количество электрической энергии, отпускаемой на сторону, кВт•ч.

    Теперь  рассмотрим виды системы тарифов на электроэнергию.

    Основными видами системы тарифов на электроэнергию являются:

    – одноставочный тариф по счётчику электроэнергии;

    –двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединённых электроприёмников;

    – двухставочный тариф с оплатой  максимальной нагрузки;

    – двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы;

    – одноставочный тариф, дифференцированным по времени суток, дням педели, сезонам года.

    Одноставочный тариф по счетчику электроэнергии предусматривает плату только за электроэнергию в киловатт-часах, учтенную счётчиком. Этот вид тарифа широко используется при расчетах с населением и другими непромышленными потребителями. Потребитель,  не  использующий  энергию  в  рассматриваемый отчётный  период,  не  несет  расходов, связанных  с  издержками  энергоснабжаюших  организаций,  которые  обеспечивают  подачу электроэнергии в любой момент времени. По этому тарифу стоимость 1 кВт•ч при любом количестве потреблённой энергии остаётся постоянной. Однако затраты на 1 кВт•ч при увеличении производства (потребления) энергии уменьшаются и, следовательно, должна снижаться тарифная ставка на потребляемый киловатт-час. Это учитывается введением ступенчатого тарифа по счётчику.

    По  одноставочному  тарифу  на  электроэнергию  с  платой  за  отпущенное  количество энергии с потребителя взимается плата за потреблённую электроэнергию, учтенную счётчиками, по некоторой усреднённой стоимости для электроэнергетической системы (ЭЭС). Поскольку  перспективные  годовые  потребления  электроэнергии  прогнозируются  достаточно точно, то  суммарная  плата за пользование электроэнергией покрывает все  расходы  ЭЭС и обеспечивает плановые накопления.

    Одноставочный  тариф  стимулирует  потребителя  сокращать  непроизводительный  расход электроэнергии, создавать наиболее рациональные системы электроснабжения и режимы работы  энергоприёмников,  так  как  это  позволяет  снизить  издержки  данного  предприятия.

    Однако  отсутствие дифференциации стоимости  электроэнергии по времени суток не стимулирует потребителя снижать нагрузку в часы максимума и повышать в часы ночных провалов, т. е. не способствует выравниванию графика нагрузки ЭЭС, а следовательно, и снижению затрат на производство электроэнергии.

    Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединённых электроприёмников предусматривает плату (П) за суммарную мощность присоединённых электроприёмников (Рп) и плату за потреблённую электроэнергию (W), кВт•ч, учтённую счётчиками:

                                                       

    где а - плата за 1 кВт (или кВ•А) присоединённой мощности; b - плата за 1 кВт•ч потреблённой электроэнергии.

    Необходимость действия такого тарифа обусловлена  тем, что установленная мощность современных крупных промышленных предприятий составляет сотни  и  тысячи мегавольт-ампер. Затраты на электрооборудование и на систему электроснабжения в ряде случаев пре-вышает 50 % стоимости предприятия. На сооружение систем электроснабжения расходуется значительное количество кабельной продукции и оборудования.

    Общая  установленная  мощность  электрооборудования  в  отраслях  промышленности превышает  установленную мощность электростанций и с каждым годом возрастает. Это определяется широкой электрификацией технологических процессов, использованием индивидуальных электроприводов и электроаппаратов. Для рационализации систем электроснабжения и снижения потерь энергии в них принимается децентрализация распределения, трансформации, преобразования и коммутации электроэнергии, которая осуществляется применением глубоких вводов питающих линий, позволяющих трансформировать и преобразовывать энергию на рабочее напряжение непосредственно у электроприёмника. При этом сокращаются ступени трансформации. Разукрупнение подстанций уменьшает токи, что, в свою очередь,  приводит  к  снижению  потерь  энергии. Однако  децентрализация  трансформации,  как правило, приводит к возрастанию суммарной мощности трансформаторов, установленных на подстанциях глубоких вводов, по сравнению с мощностью трансформаторов, необходимой при централизованной трансформации.

    Двухставочный  тариф  с  оплатой  максимальной  нагрузки  предусматривает  плату  как  за максимальную нагрузку (Рmax, кВт) потребителя (основная ставка), так и за потреблённую  электроэнергию (W, кВт•ч), учтённую счётчиками:

    

    где а - плата за 1 кВт максимальной мощности; b - плата за 1 кВт • ч электроэнергии.

    Двухставочный  тариф  с  основной  ставкой  за мощность  потребителя,  участвующую  в  максимуме  энергосистемы,  учитывает  не  вообще максимальную мощность потребителя, а заявленную им единовременную мощность, участвующую в максимуме ЭЭС – Рmax..

    Рассмотренный  тариф  может  предусматривать  дифференцирование  дополнительной платы со сниженной ставкой за энергию, потреблённую в часы минимальных нагрузок ЭЭС (обычно в часы ночного провала графика). В этом случае плата за электроэнергию:

    

 

    где W - общее потребление энергии; Wmin   - энергия, потребленная в часы минимальных нагрузок ЭЭС; b1 - дополнительная плата за энергию, потреблённую в часы минимальных нагрузок; b2> b1, – дополнительная плата за энергию, потреблённую в течение других часов суток.

    При таком тарифе потребитель свободен в выборе наиболее рациональной схемы электроснабжения предприятия, заинтересован  снижать  мощность,  участвующую  в  максимуме ЭЭС (поскольку соответственно снижаются его затраты), и стремится сокращать непроизводительный расход электроэнергии. Уменьшение максимума нагрузки и смещение потребления в другую часть графика выравнивают график и, следовательно, снижают стоимость вырабатываемой электроэнергии.

    Одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, сезонам года, предусматривает ставку только за энергию, учтенную счётчиками, но при разных дифференцированных ставках. Обычно предусматриваются три ставки за энергию, потреблённую в часы утреннего и вечернего максимума (b3), в часы полупиковой нагрузки (b2) и часы ночного провала нагрузки (b1), причём b3> b2> b1.

    Плата за электроэнергию при применении этого  вида тарифа:

    

     где W1 - энергия, потреблённая в часы ночного провала графика нагрузки ЭЭС; W2 - энергия, потреблённая в часы полупиковой нагрузки;. W3 - энергия, потребленная в часы максимума ЭЭС; W = W1 + W2 + W3  - общее потребление энергии.

    Рациональное  использование ТЭР стимулируется  установлением сезонных цен на природный газ и сезонных тарифов на электрическую и тепловую энергию. Тарифы дифференцированы в зависимости от времени суток и дней недели. Например, с целью снижения пиковых нагрузок в дневное время устанавливаются более низкие нормы тарифа на электроэнергию.

    Существует  дифференциация тарифов  на  электроэнергию  для  городского  и  сельского населения. Так, тарифы на электрическую энергию для городского населения, проживающего в домах, оборудованных электроплитами, ниже по сравнению с тарифом для всего городского  населения.  Для сельского населения тариф дифференцирован в  зависимости от места проживания: в городских населённых пунктах он несколько выше, чем в сельских населённых пунктах. Для всех других потребителей он одинаков. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    4 Энергетические аудиты  и обследования  промышленных предприятий  (цели, задачи аудита  и последовательность)

    Энергетические  аудиты и обследования – основной инструмент энергетического менеджмента на всех его уровнях: национальном, отраслевом, региональном, городском, предприятия.  Их  цель - выявить  источники  энергосбережения,  оценить  потенциал  энергосбережения и разработать программу энергосберегающих мероприятий и технологий (ЭСМТ) с установлением приоритетов их внедрения. Накоплен многолетний опыт энергоаудитов и обследований. Однако с середины 90-х гг., с началом активной энергосберегающей политики в  бывших  странах  СНГ,  концепция  и  методики  выполнения  их  существенно  изменились, приобретя системный характер и качественно новый технический уровень.

    При выполнении энергетических обследований и аудитов предприятий решаются следующие задачи:

    •  анализ  фактического  состояния  и  эффективности  энергоиспользования,  выявление причин потерь энергии, их классификация и оценка;

    • определение рациональных размеров энергопотребления в производственных процессах и установках;

    • определение оптимальных направлений, способов и размеров использования первичных и вторичных энергоресурсов;

    • оценка резервов сбережения энергии, т.е. энергосберегающей потенциала с помощью матриц ЭСМТ;