Формирование экономического механизма энергоснабжения организации в условиях реформирования естественных монополий (1142793), страница 29
Текст из файла (страница 29)
Определяется стоимость электроэнергии при покупке на ОРЭМ согласно таблице В.3.Таблица В.3 – Стоимость электроэнергии при покупке на ОРЭМЦены и тарифы в июне 2011 г.Уровень напряженияВНСН-IIСредняя стоимость мощности, руб./МВтмес.241 755,06241 755,06Передача мощности, руб./МВтмес.392 566,00643 410,00Средняя стоимость ЭЭ, руб./МВтч1 068,021 068,02Передача ЭЭ, руб./МВтч51,77133,85Инфраструктурные платежи, руб./МВтч3,1133,113Стоимость электроэнергииУровень напряженияВНСН-IIСредняя стоимость мощности, руб.308 0671 650 794Передача мощности, руб.465 1894 085 566Средняя стоимость ЭЭ, руб.771 7144 135 269Передача ЭЭ, руб.37 407518 254Инфраструктурные платежи, руб.2 24912 053Итого себестоимость без учета отклонений11 986 563Или в расчете на 1 кВтч, руб.2,6094.
Определяются затраты на приобретение/продажу отклонений на балансирующемрынке. Графическое изображение принятой модели планирования показано на рисунке В.2.Рисунок В.2 – Графическое принятой модели планирования162С учетом нормативных отклонений, добавляемых гарантирующим поставщиком поправилам трансляции цен ОРЭ в цены РРЭ, оплата таких отклонений увеличит стоимостьэлектроэнергии на 1,5 коп. за один кВтч, соответственно, себестоимость ЭЭ составит 2,624 руб.за кВтч.5. Добавляется сбытовая надбавка в размере 2 коп.за кВтч., цена продажиэлектроэнергии НЭСК составит 2,644 руб. за кВтч.6.
Рассчитывается экономический эффект, который составит 0,61 руб. в расчете на 1кВтч. Если принять во внимание годовой объем потребления электроэнергии в 61 млн кВтч,годовая экономия от перехода к НЭСК составит 37 210 000 руб.163Приложение Г(справочное)ОАО «Автофрамос»Предприятие снабжается электроэнергией по договору энергоснабжения с ГП, объемгодового потребления электроэнергии составляет, примерно, 80 млн кВтч. Единовременнаянагрузка около 9-10 МВт. Стоимость электроэнергии за 2011 г. – более 250 млн руб.1. Анализ эффективности закупки электроэнергии у ГП показал низкую эффективностьввиду выбора неоптимального тарифа.
На момент анализа предприятие рассчитывалось поодноставочной цене, в то время как для его графика потребления ЭЭ (довольно ровном) болееэффективна была двухставочная цена. При этом внедрение системы АИИС КУЭ и переход надвухставочный тариф дают экономию порядка 32 млн руб.
Для того, чтобы перейти надвухставочный вариант расчета, потребителю необходимо построить АИИС КУЭ.2. В случае покупки ЭЭ у НЭСК потребитель будет частично освобожден от сбытовойнадбавки, что увеличит годовой экономический эффект до суммы порядка 36,5 млн руб., однакостоимость АИИС КУЭ возрастет, так как система, как и во всех последующих альтернативах,должна соответствовать требованиям ОРЭМ (приложение № 11.1.1 к Положению о порядкеполучения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынкаэлектрической энергии и мощности).3. В случае выхода предприятия на ОРЭМ экономический эффект будет максимальный,так как оно само будет выполнять функции энергосбытовой организации. Экономия оттекущего варианта расчета составит порядка 38 млн руб, однако для реализации такойальтернативы придется, помимо строительства АИИС КУЭ, увеличить штат сотрудников, какминимум, на двух высококвалифицированных энерготрейдеров, что увеличит фонд оплатытруда примерно на 300 тыс.
руб.Именно эти аспекты и являются решающими при выборе менеджментом потребителяодной из альтернатив энергоснабжения.Предложение по оптимизации механизма закупки ЭЭ1. Изменение расчетного уровня напряжения с ГП. ОАО «Автофрамос» приобретает 50 млнкВтч по уровню напряжения СН-II. Для реализации такой альтернативы необходим переносграниц балансовой принадлежности на подстанцию с высшим напряжением. Экономическийэффект – около 1 руб. на 1 кВтч за счет изменения стоимости услуг по передачи.
Годовоевыражение – 50 млн руб. Для этого возможно потребуется получать новое технологическоеприсоединение, стоимость которого составляет около 16 млн руб в г. Москваза 1 МВт. Необходимо приобрести 10 МВт за 160 млнруб, которые окупятся за 3 года.2. Строительство АИИС КУЭ в соответствии с требованиями ОРЭМ (стоимость порядка2,5 млн руб.)3. Заключение договора энергоснабжения с НЭСК.
Годовой экономический эффект отсмены поставщика электроэнергии составит порядка 36,5 млн руб.164Приложение Д(обязательное)Оценка экономического эффектаот внедрения разработанного Механизма1. Потребление и рост затрат на энергоресурсы с учетом внедрения энергоэффективныхмероприятий и без отражены на рисунках Д.1–Д.4.Тепловая энергияМлн.руб.Затраты приотсутствииэнергосберегающихмероприятийЗатраты привыполненииэнергосберегающихмероприятийПотреблениетепловой энергии приотсутствииэнергосберегающихмероприятийПотреблениетепловой энергии привыполненииэнергосберегающихмероприятийТыс.ГкалРисунок Д.1 – Прогноз потребления и роста затрат на тепловую энергиюс учетом внедрения энергоэффективных мероприятий и безМлн.руб.Природный газЗатраты приотсутствииэнергосберегающихмероприятийЗатраты привыполненииэнергосберегающихмероприятийПотреблениеприродного газа приотсутствииэнергосберегающихмероприятийМлн.н.м3Рисунок Д.2 – Прогноз потребления и роста затрат на природный газс учетом внедрения энергоэффективных мероприятий и без165Млн.руб.ЭлектроэнергияЗатраты приотсутствииэнергосберегающихмероприятийЗатраты привыполненииэнергосберегающихмероприятийПотреблениеэлектроэнергии приотсутствииэнергосберегающихмероприятийПотребление энергиипри выполненииэнергосберегающихмероприятийМлн.кВтчРисунок Д.3 – Прогноз потребления и роста затрат на электроэнергиюс учетом внедрения энергоэффективных мероприятий и безМлн.руб.Совокупные затратыЗатраты приотсутствииэнергосберегающихмероприятийЗатраты привыполненииэнергосберегающихмероприятийРисунок Д.4 – Прогноз потребления и роста совокупных затратс учетом внедрения энергоэффективных мероприятий и без1662.
Динамика и прогноз потребления и роста затрат показаны на рисунках Д.5–Д.6.ПК-1Млн.руб.ЗатратыПотреблениеприродного газаМлн.н.м3ИЦМлн.руб.Млн.руб.Млн.н.м3Млн.н.м3ПК-2Рисунок Д.5 – Динамика и прогноз потребленияи роста затрат на природный газЗатратыМлн.руб.ПК-1Млн.кВтчМлн.руб.Млн.руб.ПК-2Млн.кВтчИЦМлн.руб.КМЗМлн.кВтчРисунок Д.6 – Динамика и прогноз потребленияи роста затрат на электроэнергию.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
