Основные принципы функционирования нового оптового рынка электроэнергии

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная работа

По  дисциплине

Учёт  электрической энергии

Студента  заочного отделения 

161 группы

  Савельева А. В.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Основные принципы функционирования нового оптового рынка электроэнергии

 

С 1 сентября 2006 года постановлением Правительства Российской Федерации  введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности). Новые правила работы оптового рынка (далее – Правила) меняют всю систему  взаимоотношений покупателей и  поставщиков электрической энергии  и мощности.

 

 

На оптовом  рынке поставщиками электроэнергии являются генерирующие компании и импортеры  электроэнергии. В роли покупателей  выступают:

потребители, покупающие электроэнергию для удовлетворения собственных  производственных нужд;

сбытовые компании (включая  гарантирующих поставщиков), приобретающие  электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям и действующие от своего имени;

экспортеры (операторы экспорта) электроэнергии – организации, осуществляющие деятельность по покупке электрической  энергии с отечественного оптового рынка в целях экспорта в зарубежные энергосистемы.

 

Согласно Правилам, вместо регулируемого сектора и сектора  свободной торговли на оптовом рынке  внедрена система регулируемых договоров  между продавцами и покупателями электроэнергии. Договоры называются регулируемыми, поскольку цены на электроэнергию в рамках этих договоров регулируются Федеральной службой по тарифам (ФСТ).

 В 2006 году регулируемые  договоры заключались до окончания  года. Начиная с 2007 года, продавцам  и покупателям оптового рынка  предоставлено право заключать  долгосрочные регулируемые договоры (от 1 года).

 Переход участников  на долгосрочные двусторонние  отношения в условиях либерализации  рынка обеспечивает прогнозируемость  стоимости электрической энергии  (мощности) в среднесрочной и долгосрочной  перспективе, что является залогом  инвестиционной привлекательности  электроэнергетики.

 

В 2006 году регулируемые договоры заключались на полные объемы производства и потребления электроэнергии в  соответствии с прогнозным балансом ФСТ России на 2006 год. Начиная с 2007 года, объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом  рынке по регулируемым ценам, планомерно уменьшаются в соответствии с  Постановлением Правительства Российской Федерации № 205 от 7 апреля 2007 года «О внесении изменений в некоторые  акты Правительства Российской Федерации  по вопросу определения объемов  продажи электрической энергии  по свободным (нерегулируемым) ценам». Данным Постановлением устанавливается, что с 1 января 2007 г. по регулируемым ценам (тарифам) на оптовом рынке  электрическая энергия поставляется в следующих долях от базового прогнозного объема электрической  энергии:

с 1 января по 30 июня 2007 г. –  от 90 до 95 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2007 г. –  от 85 до 90 процентов;

с 1 января по 30 июня 2008 г. –  от 80 до 85 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2008 г. –  от 70 до 75 процентов;

с 1 января по 30 июня 2009 г. –  от 65 до 70 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2009 г. –  от 45 до 50 процентов;

с 1 января по 30 июня 2010 г. –  от 35 до 40 процентов;

с 1 июля по 31 декабря 2010 г. –  от 15 до 20 процентов.

 

С 1 января 2011 г. электрическая  энергия в полном объеме поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам.

 

Конструкция регулируемых договоров  позволяет без изменения ее конфигурации, постепенно снижая объемы электроэнергии (мощности) по регулируемым договорам, расширять сферу действия свободных (нерегулируемых) цен. Таким образом, к моменту окончания переходного  периода реформирования электроэнергетики  произойдет переход к полностью  конкурентному оптовому рынку, что  предусмотрено законодательством  Российской Федерации об электроэнергетике.

 

Объемы электроэнергии, не покрытые регулируемыми договорами, продаются по свободным ценам. Таких  способов торговли электроэнергией  в новой модели оптового рынка  два – это свободные двусторонние договоры и рынок "на сутки вперед". В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка "на сутки  вперед" является проводимый коммерческим оператором1 конкурентный отбор ценовых  заявок поставщиков и покупателей  за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов  поставки на каждый час суток. Если происходит отклонение от запланированных  за сутки вперед объемов поставки, участники покупают или продают  их на балансирующем рынке.

 

Рынок "на сутки вперед" в целом заменяет существовавший в прежней модели сектор свободной  торговли – отличие состоит в  том, что во вводимом рынке "на сутки  вперед" участники подают заявки на полные объемы производства и потребления (на ранее действовавшем секторе  свободной торговли – 15% объемов  производства для поставщиков и 30% потребления для покупателей). Существенно, что результаты такого аукциона ценовых заявок являются основой  для планирования Системным оператором2 режимов производства и потребления  электроэнергии – загружаются в  первую очередь наиболее экономически эффективные генерирующие мощности.

 

 

Для снижения рисков манипулирования ценами на оптовом  рынке введена система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых  заявок – в соответствии с правилами  торговли, в первую очередь удовлетворяются  заявки на поставку электроэнергии с  наименьшей ценой. Порядок выявления  случаев неконкурентного поведения (установление завышенных цен на электроэнергию, попытки генерирующих компаний "увести" с оптового рынка часть своих  мощностей) разрабатывается Федеральной  антимонопольной службой России.

 

Изменения в системе регулируемого  ценообразования также направлены на формирование в отрасли привлекательной  инвестиционной среды. Вместо используемого  прежде метода экономически обоснованных расходов, в условиях действия регулируемых договоров, начиная с 2008 года, для  установления тарифов на электрическую  энергию и мощность поставщиков  используется метод индексации. Тарифы поставщиков рассчитываются методом  индексации тарифов предшествующего  года, учитывающим уровень фактической, а не прогнозной инфляции.

 

Особым сектором нового оптового рынка является торговля мощностью, которая осуществляется в целях  обеспечения надежной и бесперебойной  поставки электрической энергии. До введения новых правил оптового рынка  поставщики получали оплату 85% от установленной  мощности генерирующего оборудования, а покупатели оплачивали эту мощность в составе одноставочного тарифа на электроэнергию (мощность). Теперь мощность и электроэнергия оплачиваются раздельно. При продаже мощности у поставщиков  появляются обязательства по поддержанию  их генерирующего оборудования в  постоянной готовности к выработке  электрической энергии. Эти обязательства  заключаются в соблюдении поставщиком  заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным  оператором состава оборудования и  его параметров, в участии генерирующего  оборудования в регулировании частоты  в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у  них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые  требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию.

 

Для создания экономических  условий притока инвестиций все  новые мощности (не учтенные в утверждаемом Федеральной службой по тарифам  России прогнозном балансе на 2007 год) будут участвовать в оптовом  рынке по свободным нерегулируемым ценам. Регулируемые договоры в отношении  таких объектов генерации заключаться  не будут. Это же касается и новых  объектов потребления – регулируемые договоры могут быть заключены в  отношении таких объектов лишь в  случае, если в 2007 году имелись технические  условия для их присоединения  к электрическим сетям.

 

По сути, новая модель оптового рынка переходного периода является базой для формирования целевой (полностью конкурентной) модели: механизмы  формирования равновесных цен и  объемов на рынке "на сутки вперед" и балансирующем рынке, механизмы  учета двусторонних договоров, принципы оплаты отклонений – все эти ключевые элементы рынка в дальнейшем меняться уже не будут.

 

В дальнейшем либерализация  оптового рынка электроэнергии (мощности) пойдет по пути создания "вспомогательных" рынков, обслуживающие работу энергосистемы.

 

 

 

 

 

 

 

 

ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЁТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

 

            Главной задачей организации  учёта электроэнергии было и  остаётся получение как можно  более точной информации о  производстве, передаче, распределении  и потреблении электроэнергии.

 

 

Рис.1. Прибор учёта электроэнергии.

 

Получаемая информация используется для решения следующих задач:

 

-          оформление финансовых расчётов  за электроэнергию и мощность  между поставщиками и потрбителями;

 

-          определение и прогнозирование  технико – экономических показателей  производства, передачи и распределения   электроэнергии внутри энергоснабжающей  организации и у потребителей.

 

Правильная организация  учёта электроэнергии на энергообьектах  позволяет точно определять количество активной и реактивной электроэнергии и величину активной и реактивной мощности выработанной, потреблённой, отпущенной потребителям, переданной в сети других собственников и  полученной от них  электроэнергии за отчётный период.

 

С редства учёта у потребителей на энергообьектах  должны определять количество активной и реактивной электроэнергии и величину активной и реактивной мощности в соответствии с выбранным  тарифным планом совместно и раздельно  по всем питающим линиям потребителя  и субабонентов потребителя. С редства  учёта у бытовых потребителей должны обеспечивать измерение активной электроэнергии за отчётный период по используемым тарифам.

 

Для измерения величины электроэнергии должны применяться  только лиценизированные средства измерения прошедшие госповерку. Расчётный учёт и хранение первичных  данных осуществляется прибором учёта, установленным на границе балансовой принадлежности между энергоснабжающей организацией и потребителем. В схемах расчётного учёта каждая точка измерения  должна совпадать с соответствующей  точкой учёта, при несовпадении должны учитываться потери.

 

При трансформаторном учёте  должны учитываться только номинальные  коэффициенты трансформации используемых приборов. Введение поправочных коэффициентов  запрещено.

 

В случае выхода прибора учёта  из строя, количество потреблённой электроэнергии в данной точке учёта  определяется в соответствии с законодательными актами.

 

Организация учёта электроэнергии для каждого энергообьекта, определяется проектом разработанным в соответствии с ТУ и нормативными актами.

 

 

 

Структура потерь электроэнергии в электрических сетях

 

При передаче электрической  энергии в каждом элементе электрической  сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных  элементах сети и оценки необходимости  проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

 

Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔWОтч определяют как  разность электроэнергии, поступившей  в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие  чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и  обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения  электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и  т.п.

 

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями  и т.д. Учитывая физическую природу  и специфику методов определения  количественных значений фактических  потерь, они могут быть разделены  на четыре составляющие:

 

1) технические потери электроэнергии  ΔWТ, обусловленные физическими  процессами в проводах и электрооборудовании,  происходящими при передаче электроэнергии  по электрическим сетям.

 

2) расход электроэнергии  на собственные нужды подстанций  ΔWСН, необходимый для обеспечения  работы технологического оборудования  подстанций и жизнедеятельности  обслуживающего персонала, определяемый  по показаниям счетчиков, установленных  на трансформаторах собственных  нужд подстанций;

 

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными  погрешностями их измерения (инструментальные  потери) ΔWИзм;

 

4) коммерческие потери  ΔWК, обусловленные хищениями  электроэнергии, несоответствием показаний  счетчиков оплате за электроэнергию  бытовыми потребителями и другими  причинами в сфере организации  контроля за потреблением энергии.  Их значение определяют как  разницу между фактическими (отчетными)  потерями и суммой первых трех  составляющих:

 

ΔWК =ΔWОтч - ΔWТ - ΔWСН - ΔWИзм. (1.1)

 

Три первые составляющие структуры  потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального  учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается  термином технологические потери. Четвертая  составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого  фактора" и включает в себя все  его проявления: сознательные хищения  электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний  счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.