Reducing the cost of electricity transmission services of industrial enterprises connected to the electric networks of electric power producers

Cover Page

Cite item

Full Text

Abstract

Reducing the cost of electricity consumption by industrial enterprises is the most important area of increasing the operational efficiency of their activities. The article is devoted to the issue of reducing the cost of paying for the service component of the transport component of purchased electrical energy from industrial enterprises that have technological connection to the electrical networks of electricity producers. The article makes an empirical study of the features of the pricing of payment for the services of the transport component of purchased electrical energy for industrial enterprises connected to the electric grids of electricity producers with the identification of factors influencing the overestimation of the cost of paid electricity, and calculating such overestimations using the example of a typical schedule of electricity consumption of a machinebuilding enterprise for various regions Russia. On the basis of the developed author's indicators (tariff coefficient for electricity transportation by the level of GNP, index of tariff coefficient for electricity transportation, weighted average price for electricity transportation, index of weighted average price for electricity transportation, integral index of efficiency of GNP tariffs) study of the effectiveness of the application of tariffs for the transport of electricity for industrial enterprises connected to the electric networks of electricity producers. Based on the calculated indicators, the article groups the regions into three main groups, with the development of recommendations for managing the cost of purchasing electricity by the component of the cost of the transport component of purchased electricity in each group. As the most optimal option for reducing the cost of electricity transportation, the author proposes the introduction of demand management for electricity consumption, which will reduce the costs of industrial enterprises that pay for the transport component of purchased electricity at unfavorable tariff configurations.

Full Text

Введение Современные условия ценообразования на отпускаемую электроэнергию для промышленных предприятий России отличается выделением структуры отдельных составляющих стоимости закупаемой электроэнергии, основная доля которой формируется на основе рыночного механизма ценообразования. Одним из основных компонентов, составляющих стоимость оплачиваемой электроэнергии промышленными предприятиями, является составляющая транспорта закупленной электрической энергии, которая отражает оплату затрат электросетевой инфраструктуры на организацию деятельности по транспорту электроэнергии по электрическим сетям всех уровней напряжения. Для различных типов промышленных предприятий, в зависимости от уровня напряжения, к которому присоединены электрические сети предприятия, составляющая транспорта закупленной электрической энергии различается. В России существует 5 тарифных классов напряжения, на которые дифференцируются тарифы составляющей транспорта закупленной электрической энергии: сети Федеральной сетевой компании включающие объекты 220 кВ и выше, электрические сети уровня «высокое напряжение» (110 кВ и выше), электрические сети уровня «среднее первое напряжение» (35 кВ), электрические сети уровня «среднее второе напряжение» (6-10 кВ), электрические сети уровня «низкое напряжение» (0,38 кВ). В свою очередь, указанные категории уровней напряжения электрической сети обозначаются ВН, СН1, СН2 и НН. Наиболее распространенными вариантами тарифов на транспорт электроэнергии для промышленных предприятий России являются ВН, СН1, СН2 и НН, анализу которых посвящено настоящее исследование. Рис. 1. Структура тарифа на электроэнергию для промышленных предприятий по уровням питаемого напряжения Figure 1. The structure of the electricity tariff for industrial enterprises by supply voltage levels Источник: составлено автором на основе материалов официального сайта Федеральной службы государственной статистики РФ. URL: http://rosstat.gov.ru (дата обращения: 10.02.2021). Source: compiled by the author on the basis of materials from the official website of the Federal State Statistics Service of the Russian Federation. Retrieved February 10, 2021, from http://rosstat.gov.ru Чем ниже уровень напряжения, к которому подключены электрические сети промышленного предприятия, тем выше тариф составляющей транспорта закупленной электрической энергии, и наоборот. Для примера, если про- мышленное предприятие подключено к электрическим сетям класса напряжения 10 кВ, то оплата электроэнергии производится по тарифу СН2, величина которого превышает тарифы уровнем напряжения СН1 и ВН, т. к. в затраты на транспорт электроэнергии по уровню СН2 входят затраты всех вышестоящих электрических сетей. Учитывая то, что остальные компоненты стоимости электрической энергии для промышленных предприятий являются одинаковыми (стоимость электрической энергии, стоимость электри- ческой мощности, стоимость сбытовой надбавки поставщиков, стоимость инфраструктурных платежей рынка электроэнергии), то для промышленных предприятий, подключенным к сетям разного номинала уровня напряжения, конечная стоимость электроэнергии будет различаться на величину тарифа на транспорт электроэнергии. На рис. 1 проиллюстрирована структура тарифа на электроэнергию для промышленных предприятий по уровням питаемого напряжения. Как следует из рис. 1, для промышленных предприятий в зависимости от уровня тарифа на транспорт электроэнергии доля компонента стоимости составляющей транспорта закупаемой электрической энергии составляет от 36 до 51 %, что является существенным как в общей величине затрат на электропотребление, так и в общей структуре себестоимости производимой продукции предприятия. Таким образом, снижение затрат на оплату составляющей транспорта закупаемой электрической энергии является ключевым направлением повышения эффективности потребления энергоресурсов. Обзор литературы Вопросу управления затратами на закуп электроэнергии промышленными предприятиями посвящены исследования как отечественных и зарубежных авторов. Развитие исследований в области управления затратами на электроэнергию на этапе их закупок получили развитие в процессе внедрения рынков электроэнергии, предусматривающих внедрение рыночных механизмов ценообразования в повседневную деятельность промышленных предприятий (Лисин и др. 2013; Лисин, Степанова, Жовтяк, 2016; Борукаев, Остапченко, Лисовиченко, 2015). Существует ряд исследований, направленных на снижение энергозатрат на энергоснабжение потребителей электроэнергии, действующих в условиях энергетических рынков, которые реализуются как со стороны уровне энергорыночной среды, так и со стороны промышленных предприятий. Развитию мер снижение затрат на энергоснабжение потребителей на основе совершенствования рыночных механизмов посвящены работы (Полуботко, 2016; Колибаба, Жабин, 2017). Также существует значительное количество исследований, посвященных повышению эффективности энергоснабжения промышленных потребителей электроэнергии, реализуемые на основе внедрения механизмов энергосбережения (Фирсова, 2017; Мещерякова, 2015; Дмитриева, Кравченко, 2016). По на- шему мнению, одним из существенных резервов снижения затрат на закуп электроэнергии для отечественной промышленности является внедрение технологий управления спросом на электропотребление, основанной на взаимодействии между промышленными предприятиями и субъектами электроэнергетики, направленными на выравнивание спроса на уровне энергосистемы (Татаркин и др., 1997; Гительман, Ратников, Кожевников, 2012, 2013). Основой технологии управления спросом является реализация механизмов ценозависимого электропотребления, представляющих собой гибкое убавление собственными графиками нагрузки промышленных предприятий на основе ценовых параметров энергорынка по критериям минимизации стоимости закупок электроэнергии (Волкова, Губко, Сальникова, 2013; Кононов, Величко, Сахаровская, 2019; Сидоровская, 2015; Дзюба, Соловьева, 2020). По нашему мнению, действующая теоретическая база имеет недостаточную проработку вопроса снижения затрат на закуп электроэнергии по критерию стоимости составляющей транспорта закупаемой электрической энергии для промышленных предприятий, подключенных к электрическим сетям производителей электроэнергии. Методология исследования Компонент составляющей транспорта закупаемой электрической энергии для промышленных предприятий может оплачиваться в двух основных вариантах: по одноставочному и двухставочному тарифу транспорта электроэнергии. Расчет оплаты по одноставочному тарифу транспорт электроэнергии производится по формуле (1).

×

About the authors

Anatoly P. Dzyuba

South Ural State University (National Research University)

Author for correspondence.
Email: dziubaap@susu.ru

Candidate of Economic Sciences, senior researcher, Department of Financial Technologies, Higher School of Economics and Management

76 Prospekt Lenina, Chelyabinsk, 454080, Russian Federation

References

  1. Abdulkareem, A., Okoroafor, E.J., Awelewa, A., & Adekitan A. (2019). Pseudo-inverse matrix model for estimating long-term annual peak electricity demand: the covenant university’s experience. International Journal of Energy Economics and Policy, 9(4), 103-109.
  2. Assembayeva, M., Egerer, J., Mendelevitch, R., & Zhakiyev, N. (2018). A spatial electricity market model for the power system: The Kazakhstan case study. Energy, 149, 762-778.
  3. Baev, I.A., Solovyeva, I.A., & Dzyuba, A.P. (2018). Cost-effective management of electricity transmission in an industrial region. Economy of Region, 14(3), 955-969.
  4. Borisova, O.V., Kalugina, O.A., Kosarenko, N.N., Grinenko, A.V., & Ishmuradova, I.I. (2019). Assessing the financial stability of electric power organizations. International Journal of Energy Economics and Policy, 9(3), 66.
  5. Borukaev, Z., Ostapchenko, K., & Lisovychenko, O. (2015). Data analysis of the relationship dynamics of the energy market with price changes in the energy markets. Adaptive Automatic Control Systems, 1(26), 85-101. (In Russ.)
  6. Castro, F.A., & Callaway, D.S. (2020). Optimal electricity tariff design with demand-side investments. Energy Systems, 11(3), 551-579.
  7. Chao, H.-P., & Wilson, R. (2020). Coordination of electricity transmission and generation investments. Energy Economics, 86, 604-623.
  8. Chen, K., Jiang, J., Zheng, F., & Chen, K. (2018). A novel data-driven approach for residential electricity consumption prediction based on ensemble learning. Energy, 150, 49-60.
  9. Dmitrieva, K.A., & Kravchenko, A.V. (2016). Energy management in the construction and operation of railways as part of infrastructure. Production Management: Theory, Methodology, Practice, (8), 184-187. (In Russ.)
  10. Dzyuba, A.P. (2020). Theory and methodology of energy demand management in industry. Chelyabinsk: SUSU Publishing Center. (In Russ.)
  11. Dzyuba, P.A., & Solovyeva, A.I. (2020). Demand-side management mechanisms in industry. Journal of New Economy, 21(3), 175-195. (In Russ.) https://doi.org/10.29141/26585081-2020-21-3-9
  12. Firsova, I.A. (2017). Modeling the behavior of electricity market participants in the energy market. Financial Life, (4), 9-14. (In Russ.)
  13. Gitelman, L.D., Ratnikov, B.E., & Kozhevnikov, M.V. (2012). Demand management is a universal method for solving modern power supply problems. Energorynok, (5), 44-49. (In Russ.)
  14. Gitelman, L.D., Ratnikov, B.Е., & Kozhevnikov, М.V. (2013). Demand-side management for energy in the region. Economy of Region, 2(34), 71-84. (In Russ.)
  15. Kolibaba, V.I., & Kolibaba, S.V. (2015). Key aspects and risk assessment of introducing a new model of the capacity market in the Russian Federation. Vestnik IGEU, (1), 71-75. (In Russ.)
  16. Kolibaba, V.I., & Zhabin, K.V. (2017). Features of formation and development of the reactive power market. St. Petersburg State Polytechnical University Journal. Economics, 10(3), 114-125. (In Russ.) https://doi.org/10.18721/JE.10411
  17. Kononov, D.Yu., Velichko, M.A., & Sakharovskaya, K. S. (2019). Electricity demand management by consumers. Bulletin of Angarsk State Technical University, 1(13), 35-39. (In Russ.)
  18. Kuzmin, E.A., Volkova, E.E., & Fomina, A.V. (2019) Research on the concentration of companies in the electric power market of Russia. International Journal of Energy Economics and Policy, 9(1), 130-136.
  19. Lisin, E.M., Stepanova, T.M., & Zhovtiak, P.G. (2016). Investigation of the effect of cost allocation methods on the competitiveness of CHP plants in energy markets. St. Petersburg State Polytechnical University Journal. Economics, 6(256), 148-158. (In Russ.) https://doi.org/10.5862/je.256.13
  20. Lisin, E.M., Strielkovski, V., Grigorieva, A.N., & Anisimova, Yu.A. (2013). Modern approaches to the development of models of electricity markets and the study of the impact of market power on the energy market. Science Vector of Togliatti State University, (1), 188. (In Russ.)
  21. Meshcheryakova, T.S. (2015). Energy management of an industrial enterprise based on an energy service contract. Energy Conservation Journal, (5), 48-51. (In Russ.)
  22. Paulino, R.F.S., Essiptchouk, A.M., & Silveira, J.L. (2020). The use of syngas from biomedical waste plasma gasification systems for electricity production in internal combustion: Thermodynamic and economic issues. Energy, 199, 117419.
  23. Polubotko, A.A. (2016). Formation of a logistics strategy for optimizing the region's energy market system. Financial Research, 3(52), 105-110. (In Russ.)
  24. Rech, S., & Lazzaretto, A. (2018). Smart rules and thermal, electric and hydro storages for the optimum operation of a renewable energy system. Energy, 147, 742-756.
  25. Shi, K., Yu, B., Huang, C., Wu, J., & Sun, X. (2018). Exploring spatiotemporal patterns of electric power consumption in countries along the Belt and Road. Energy, 150, 847-859.
  26. Sholanov, K.S., & Issaeva, Z.R. (2019). Submerged float wave electric power station on the basis of the manipulator converter. International Journal of Renewable Energy Research, 9(3), 1376-1387.
  27. Sidorovskaya, N. (2015). Demand management in the global electricity markets. Energy Market, 7(132), 28-34. (In Russ.)
  28. Sopilko, N.Y., Navrotskaia, N.A., Myasnikova, O.Y., & Bondarchuk, N.V.E. (2020). Potential and development prospects assessment of electric power integration of the Eurasian Economic Union countries. International Journal of Energy Economics and Policy, 10(3), 37.
  29. Tatarkin, A.I., Kuklin, A.A., Buchatskaya, N.V., et al. (1997). Improving the efficiency of energy and economic security of the region based on the management of power consumption regimes. Part 1. Methodological foundations of analysis and forecasting of the price of electricity production in regional electric power systems taking into account operating factors. Yekaterinburg, UB RAS. (In Russ.)
  30. Van Megen, B., Bürer, M., & Patel, M.K. (2019). Comparing electricity consumption trends: A multilevel index decomposition analysis of the Genevan and Swiss economy. Energy Economics, 83, 1-25.
  31. Volkova, I.O., Gubko, M.V., & Salnikova, E.A. (2013). Active consumer: The task of optimizing electricity consumption and own generation. Control Problems, (6), 53-61. (In Russ.)
  32. Wangsa, I.D., & Wee, H.M. (2019). The economical modelling of a distribution system for electricity supply chain. Energy Systems, 10(2), 415-435.
  33. Wu, Y., Yang, J., Chen, S., & Zuo, L. (2018). Thermo-element geometry optimization for high thermoelectric efficiency. Energy, 147, 672-680.
  34. Wu, Z., Zhu, P., Yao, J., Tan, P., Xu, H., Chen, B.,.. & Ni, M. (2020). Thermo-economic modeling and analysis of an NG-fueled SOFC-WGS-TSA-PEMFC hybrid energy conversion system for stationary electricity power generation. Energy, 192, 116613.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download

Copyright (c) 2021 Dzyuba A.P.

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.