3.3 Прогнозные тарифы на услуги по передаче и распределению
электроэнергии
Субъектами рынка электроэнергии РК являются НЭС («KЕGOС») и РЭК, оказывающие услуги по передаче и/или распределению электроэнергии. Прогнозные тарифы на оказание услуг по передаче электроэнергии в НЭС на среднесрочный период принять в соответствии с данными, приведёнными в таблице 4. Указанные тарифы включают покрытие затрат по диспетчеризации в сетях и расходы, связанные с балансированием мощности. В рассматриваемой модели прогнозирования конечных тарифов у потребителей учитываются и тарифы на оказание услуг по передаче и распределению электроэнергии в РЭК. Количество РЭКов соответствует количеству функционирующих в регионе ЭПО.
Таблица 16 - Прогнозные тарифы на оказание услуг по передаче электроэнергии
|
2013 |
Тариф KEGOC |
1,31 – 2,18 |
Тарифы РЭКов |
2,86 -4,7 |
Торговая надбавка ЭСО |
0,38-0,87 |
4 Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы
4.1 Определение субъектов на оптовом и розничных рынках (количество оптовых и розничных потребителей)
На основании проведённых расчётов необходимо построить упрощённую имитационную модель энергосистемы с указанием всех субъектов рынка электроэнергии, их взаиморасположение и мощности, а также составить таблицу, в которой представить расчётные данные, полученные при составлении баланса мощности в энергосистеме расчётного региона.
При этом необходимо исходить из присутствия в системе следующих типов потребителей:
МРП – малый розничный потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 1 МВт;
КРП – крупный розничный потребитель.
В сетях НЭС присутствую:
МОП – малый оптовый потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 5 МВт;
КОП – крупный оптовый потребитель.
Кроме того, потребители делятся также на группы, по своей отраслевой принадлежности.
Таким образом, имитационная модель включает в себя энергопроизводящие организации (6 или 7 электростанций разных типов), региональные электросетевые компании (РЭК), подстанции межрегиональной энергопередающей организации (НЭС) и потребителей различных типов (28 или 32 МРП, 28 или 32 КРП, 3 МОП и 3 КОП).
4.2 Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний
На основе построенной имитационной модели необходимо составить таблицу 4, в которой обозначить всех субъектов рынка электроэнергии. Для каждой электростанции вписать расчётные данные (см. таблицу 3) выдачи мощности в период максимума нагрузки и составить баланс потребления выдаваемой мощности потребителями для пикового режима. При этом для каждой группы потребляемая мощность определяется в соответствии с долей, определённой в таблице 1. Результаты расчёта свести в таблицу 4. Также в таблице необходимо обозначить отпускные цены ЭПО, тарифы РЭК и НЭС и суммарный тариф на вводах потребителя. При составлении итоговой таблицы нужно учитывать, что конечный потребитель может купить электроэнергию у любой электростанции, входящей в энергосистему, или у нескольких электростанций одновременно, если, по разным причинам, нет возможности закупить всю необходимую электроэнергию у одной электростанции. Отпускные цены отдельных поставщиков электроэнергии могут различаться, поэтому конечная цена для потребителя, в случае множественных поставщиков у этого потребителя, будет определяться в соответствии со следующей формулой:
.
4.3 Проведение прогнозных расчётов на экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка в режиме часовой торговли электроэнергией
Для выполнения расчётов и построения модели используется клиент-серверная программа «Модель ЭС» .
Для выполнения расчётов студенту потребуется ввести в формы программы следующую информацию:
- идентификационная информация: ФИО и № зачётной книжки;
- информация по РЭКам: название и тариф на передачу и распределение электроэнергии;
- информация по электростанциям: название; максимальная выдаваемая мощность; отпускная цена; привязка к РЭК;
- информация о НЭС: название; тариф на передачу и распределение электроэнергии; привязки к ЭС; сечение ЛЭП, в зависимости от планируемой передачи мощности;
- информация о потребителях; название; отраслевая группа; тип потребителя; потребляемая мощность; привязка к РЭК или НЭС;
- информация о заключённых контрактах: для каждого ранее введённого потребителя необходимо будет выбрать одного или более поставщиков из числа ранее введённых ЭПО (ЭС).
Ввод контрактов можно осуществлять в ручном, полуавтоматическом и автоматическом режимах.
В ручном режиме оператор выбирает поставщиков, руководствуясь критерием минимальной стоимости электроэнергии для каждого из потребителей, с заполнением контрактов по алфавитному порядку потребителей из списка ранее введённых потребителей.
В полуавтоматическом режиме для каждого потребителя поставщики выбирается случайным образом для каждого следующего контракта, имитируя рыночные отношения, согласно которым минимальная стоимость электроэнергии будет у потребителей, заключивших контракты раньше других (купивших электроэнергию у электростанций, предлагающих более низкие отпускные цены).
В автоматическом режиме заключение контрактов на поставку электроэнергии осуществляется по критерию минимального расстояния от потребителя до поставщика. То есть при выборе поставщика для конкретного потребителя предпочтение отдаётся поставщику, расположенному ближе других – как и предполагалось при строительстве ЭС. Критерий минимальной цены при этом не учитывается.
Таблица 17- Баланс мощности в сетях РЭКов с детализацией по типам и группам потребителей, производителей, поставщиков и определением тарифа и стоимости электроэнергии
Тип потребителя |
Отрасль |
Мощность МВт |
ЭСО |
Тариф ЭСО тг/кВт*час |
ЭПО |
В общем по РЭК МВт |
ПО ЭПО МВт |
По потребителям МВт |
Тариф ЭПО тг/кВт*час |
Цср тг/кВт*час |
Стоимость тыс. тг |
КРП |
Промышленность |
16,13 |
РЭК 1 |
3,4 |
ГЭС 1 |
486,11 |
16,13 |
148,61 |
5,67 |
6,98 |
1036,81 |
ТЭЦ 2 |
132,48 |
||||||||||
КБХ |
6,53 |
ГЭС 1 |
6,53 |
118,12 |
5,90 |
7,21 |
851,97 |
||||
КЭС 1 |
111,59 |
||||||||||
Сел. хоз |
8,06 |
ГЭС 1 |
8,06 |
145,91 |
5,90 |
7,21 |
1052,43 |
||||
КЭС 1 |
137,84 |
||||||||||
Транспорт |
3,84 |
ГЭС 1 |
3,84 |
69,48 |
4,65 |
5,96 |
414,10 |
||||
КЭС 1 |
65,64 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
0 |
ГЭС 1 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
|||
КБХ |
0 |
ГЭС 1 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
||||
Сел. хоз |
0 |
ГЭС 1 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
||||
Транспорт |
0 |
ГЭС 1 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
||||
КРП |
Промышленность |
7,56 |
РЭК 2 |
3,6 |
ГЭС 2 |
505,90 |
7,56 |
283,25 |
5,90 |
7,21 |
2043,06 |
КЭС 1 |
275,69 |
||||||||||
КБХ |
3,06 |
ГЭС 2 |
3,06 |
9,59 |
7,74 |
9,05 |
86,80 |
||||
ГЭС 1 |
6,53 |
||||||||||
Сел. хоз |
3,78 |
ГЭС 2 |
3,78 |
141,62 |
5,90 |
7,21 |
1021,53 |
||||
КЭС 1 |
137,84 |
||||||||||
Транспорт |
3,84 |
ГЭС 2 |
1,80 |
67,44 |
5,90 |
7,21 |
486,44 |
||||
КЭС 1 |
65,64 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
0 |
ГЭС 2 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
|||
КБХ |
0 |
ГЭС 2 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
||||
Сел. хоз |
0 |
ГЭС 2 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
||||
Транспорт |
0 |
ГЭС 2 |
1 |
1 |
7,74 |
9,05 |
9,05 |
||||
КРП |
Промышленность |
275,688 |
РЭК 3 |
3,2 |
ТЭЦ 1 |
625,20 |
157,32 |
433,008 |
3,83 |
5,14 |
2224,07 |
КЭС 1 |
275,69 |
||||||||||
КБХ |
111,588 |
ТЭЦ 1 |
27,36 |
33,89 |
5,67 |
6,98 |
236,43 |
||||
ГЭС 1 |
6,53 |
||||||||||
Сел. хоз |
137,844 |
ТЭЦ 1 |
8,06 |
145,91 |
3,83 |
5,14 |
749,43 |
||||
КЭС 1 |
137,84 |
||||||||||
Транспорт |
65,64 |
ТЭЦ 1 |
4,56 |
8,4 |
3,59 |
4,90 |
41,16 |
||||
ТЭЦ 2 |
3,84 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
0 |
ТЭЦ 1 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
|||
КБХ |
0 |
ТЭЦ 1 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
||||
Сел. хоз |
0 |
ТЭЦ 1 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
||||
Транспорт |
0 |
ТЭЦ 1 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
||||
КРП |
Промышленность |
130,032 |
РЭК 4 |
4,1 |
ТЭЦ 2 |
343,78 |
132,48 |
148,61 |
5,67 |
6,98 |
1036,81 |
ГЭС 1 |
16,13 |
||||||||||
КБХ |
52,632 |
ТЭЦ 2 |
23,04 |
29,57 |
5,67 |
6,98 |
206,29 |
||||
ГЭС 1 |
6,53 |
||||||||||
Сел. хоз |
65,016 |
ТЭЦ 2 |
15,36 |
153,20 |
3,83 |
5,14 |
786,91 |
||||
КЭС 1 |
137,84 |
||||||||||
Транспорт |
30,96 |
ТЭЦ 2 |
3,84 |
8,40 |
3,59 |
4,90 |
41,16 |
||||
ТЭЦ 1 |
4,56 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
1 |
ТЭЦ 2 |
1 |
1 |
3,59 |
6,31 |
6,31 |
|||
КБХ |
1 |
ТЭЦ 2 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
||||
Сел. хоз |
1 |
ТЭЦ 2 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
||||
Транспорт |
1 |
ТЭЦ 2 |
1 |
1 |
3,59 |
4,90 |
4,90 |
||||
КРП |
Промышленность |
157,32 |
РЭК 5 |
4,2 |
ТЭЦ 3 |
239,27 |
24,84 |
154,872 |
3,57 |
4,88 |
756,36 |
КЭС 2 |
130,03 |
||||||||||
КБХ |
27,36 |
ТЭЦ 3 |
4,32 |
7,38 |
5,42 |
6,73 |
49,63 |
||||
ГЭС 2 |
3,06 |
||||||||||
Сел. хоз |
18,24 |
ТЭЦ 3 |
2,88 |
6,66 |
5,42 |
6,73 |
44,79 |
||||
ГЭС 2 |
3,78 |
||||||||||
Транспорт |
4,56 |
ТЭЦ 3 |
0,72 |
66,36 |
3,58 |
4,89 |
324,17 |
||||
КЭС 1 |
65,64 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
0 |
ТЭЦ 3 |
1 |
1 |
3,09 |
4,40 |
4,40 |
|||
КБХ |
0 |
ТЭЦ 3 |
1 |
1 |
3,09 |
4,40 |
4,40 |
||||
Сел. хоз |
0 |
ТЭЦ 3 |
1 |
1 |
3,09 |
4,40 |
4,40 |
||||
Транспорт |
0 |
ТЭЦ 3 |
1 |
1 |
3,09 |
4,40 |
4,40 |
||||
КРП |
Промышленность |
132,48 |
РЭК 6 |
2,38 |
КЭС 2 |
575,27 |
130,03 |
405,72 |
4,06 |
5,37 |
2179,74 |
КЭС 1 |
275,69 |
||||||||||
КБХ |
23,04 |
КЭС 2 |
52,63 |
56,952 |
3,57 |
4,88 |
278,14 |
||||
ТЭЦ 3 |
4,32 |
||||||||||
Сел. хоз |
15,36 |
КЭС 2 |
65,02 |
73,08 |
5,90 |
7,21 |
527,03 |
||||
ГЭС 1 |
8,06 |
||||||||||
Транспорт |
3,84 |
КЭС 2 |
30,96 |
35,52 |
3,83 |
5,14 |
182,40 |
||||
ТЭЦ 1 |
4,56 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
0 |
КЭС 2 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
|||
КБХ |
0 |
КЭС 2 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
||||
Сел. хоз |
0 |
КЭС 2 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
||||
Транспорт |
0 |
КЭС 2 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
||||
КРП |
Промышленность |
24,84 |
РЭК 7 |
2,6 |
КЭС 1 |
755,752 |
275,69 |
405,72 |
4,06 |
5,37 |
2179,74 |
КЭС 2 |
130,03 |
||||||||||
КБХ |
4,32 |
КЭС 1 |
111,59 |
138,948 |
3,83 |
5,14 |
713,68 |
||||
ТЭЦ 1 |
27,36 |
||||||||||
Сел. хоз |
2,88 |
КЭС 1 |
137,84 |
140,724 |
3,58 |
4,89 |
687,44 |
||||
ТЭЦ 3 |
2,88 |
||||||||||
Транспорт |
0,72 |
КЭС 1 |
65,64 |
66,36 |
3,58 |
4,89 |
324,17 |
||||
ТЭЦ 3 |
0,72 |
||||||||||
МРП |
Промышленность |
0 |
КЭС 1 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
|||
КБХ |
0 |
КЭС 1 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
||||
Сел. хоз |
0 |
КЭС 1 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
||||
Транспорт |
0 |
КЭС 1 |
1 |
1 |
4,06 |
5,37 |
5,37 |
Таблица 18- Баланс мощности в сетях НЭС с детализацией по типам и группам потребителей, производителей, поставщиков и определением тарифа и стоимости электроэнергии
№ П/С |
Переток мощности МВт |
Тариф НЭС тг/кВт*час |
Потребитель |
Мощность потребителя МВт |
ЭПО |
Отпускаемая мощность МВт |
Тариф ЭПО тг/кВт*ч |
Цср тг/кВт*час |
Стоимость тыс. тг |
НЭС 1 |
120 / -50 |
1,31 |
КОП |
332,168 |
КЭС 1 |
297,568 |
4,06 |
5,76 |
1911,94 |
ГЭС 1 |
22,6 |
7,74 |
|||||||
ГЭС 2 |
12 |
7,74 |
|||||||
МОП |
5 |
ГЭС 1 |
3 |
7,74 |
9,05 |
45,26 |
|||
ГЭС 2 |
2 |
7,74 |
|||||||
НЭС 2 |
50 / -200 |
КОП |
291,32 |
ТЭЦ 1 |
150 |
3,59 |
4,87 |
1419,33 |
|
ТЭЦ 2 |
125 |
3,59 |
|||||||
ТЭЦ 3 |
16,32 |
3,09 |
|||||||
МОП |
5 |
КЭС 1 |
3 |
4,06 |
5,37 |
26,85 |
|||
КЭС 2 |
2 |
4,06 |
|||||||
НЭС 3 |
200 / -120 |
КОП |
349,112 |
КЭС 1 |
137,032 |
4,06 |
5,35 |
1867,28 |
|
КЭС 2 |
204,4 |
4,06 |
|||||||
ТЭЦ 3 |
7,68 |
3,09 |
|||||||
МОП |
5 |
ТЭЦ 2 |
3 |
3,59 |
4,90 |
24,50 |
|||
ТЭЦ1 |
2 |
3,59 |
Заключение
В данной расчетно-графической работе рассчитаны экономически целесообразные тарифы за электроэнергию в соответствии со структурой энергосистемы. Выбраны экономически выгодные мощности электростанций и генераторов и рассчитаны производственные затраты на этих станциях.
Из расчета тарифов на электроэнергию видно, что себестоимость электроэнергии не постоянная величина в течение всего года и меняется за счет изменения переменных затрат, т.е. затрат на топливо (прямопропорционально зависит от цены франко-потребителя). Поэтому энергопроизводящие организации в условиях наступающей конкуренции на рынке электроэнергии должны искать пути и режимы работы станции, чтобы уменьшить затраты на производство электроэнергии.