Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Омский государственный технический университет»

Кафедра ЭсПП СФ

РЕФЕРАТ

по дисциплине «История электроэнергетики»

на тему: «Формирование рыночных отношений в российской электроэнергетике»

Выполнил студент группы Э-111 Кучерявенко Александр

Сургут 2011



Содержание

Введение

РАО «ЕЭС России

Состав и принципы организации ФОРЭМ

Развитый оптовый рынок

Конкурентоспособность

Заключение

Список литературы



Введение

Организационная структура отрасли в ходе акционирования и решения по ее совершенствованию. Начавшийся в 1991 г. переход России к рыночной экономике обусловил необходимость структурных реформ в электроэнергетике России и создания новых форм внутри- и межотраслевых экономических отношений. В 1992 г. было проведено акционирование и началась частичная приватизация предприятий отрасли. Этому предшествовала реструктуризация отрасли, обусловленная неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинства российских регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности. В сложившихся условиях это грозило монополизмом энергоизбыточных регионов и дезорганизацией межсистемных перетоков. Выход из ситуации был найден в сосредоточении основных функций управления в единой холдинговой компании -- Российском акционерном обществе энергетики и электрификации (РАО «ЕЭС России»), контролирующей электроэнергетику почти всей страны, и в переводе в режим оптовой торговли крупнейших электростанций с выводом их и системообразующих сетей из состава региональных энергоснабжающих организаций.



РАО «ЕЭС России

В составе РАО «ЕЭС России», образованного в соответствии с указами Президента РФ, предполагалось сосредоточить отраслевые объекты межсистемного значения: крупные тепловые (мощностью от 1000 МВт) и гидравлические (мощностью от 300 МВт) станции, имеющие общую мощность 95 млн. кВт (около половины всей установленной мощности), систем ообразующую сеть высокого напряжения, а также центральное и объединенные диспетчерские управления и другие отраслевые предприятия и организации, Вес они становились дочерними компаниями с передачей РАО 100 % их акционерного капитала, Кроме того, в уставный капитал РАО передавалось 49 % акций каждого из региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АОэнерго), создаваемых на базе имущества бывших региональных производственных объединений после изъятия из них крупных станций и сетевых объектов. Для сохранения государственного контроля над отраслью государство закрепило за собой контрольный пакет обыкновенных акций РАО (51 %) сроком на 3 года (в 1996 г. этот срок был продлен еще на 3 года).

На основе предусмотренных, но по разным причинам не полностью реализованных мер реструктуризации РАО получило в собственность 34 электростанции. Остальные акционировались и приватизировались в составе АОэнерго; 7 из 34 электростанций переданы в аренду региональным АОэнерго, которые самостоятельно управляют ими, выплачивая небольшую арендную плату РАО «ЕЭС России». Из оставшихся 27 электростанций РАО 5 имеют статус его филиалов, а остальные 22 стали его дочерними акционерными обществами (12 из них находятся в полной собственности РАО). Не полностью были реализованы и планы передачи акций АОэнерго в уставный капитал РАО «ЕЭС России». Три АОэнерго передали в уставный капитал РАО менее 49 % своих голосующих акций (АО «Башкирэнерго», АО «Бурятэнерго», АО «Новосибирскэнерго»). Два АОэнерго (АО «Татэнерго» и АО «Иркутскэнерго») не передали своих акций и стали полностью независимыми от РАО акционерными обществами, причем АО «Иркутскэнерго» сохранило в своем составе три крупные ГЭС, которые должны были перейти в собственность РАО «ЕЭС России» с переводом в режим оптовой торговли.

В результате первого этапа реструктуризации российская электроэнергетика утратила прежнюю вертикально интегрированную структуру, произошло также частичное организационное разделение видов хозяйственной деятельности. В производстве электроэнергии появились несколько хозяйственных субъектов с самостоятельными экономическими интересами: станции РАО «ЕЭС России», государственные АЭС, станции региональных ЛОэнсрго. В сфере передачи электроэнергии произведено объединение межсистемных линий в рамках РАО «ЕЭС России». Вместе с тем новая структура РЛО «ЮС России» во многом воспроизвела прежнюю систему административно-отраслевого управления, но реализованную уже на основе имущественных отношений с передачей контрольных пакетов акций одной общеотраслевой холдинговой компании, заменившей отраслевое министерство. Первоначальное размещение акций АОэнерго было проведено таким образом, чтобы затруднить аккумулирование значительного пакета в одних руках и минимизировать риск установления контроля любых акционеров (кроме РАО) над этими компаниями. Кроме того, РАО «ЕЭС России» полностью контролирует формирование органов управления дочерних компаний.

Выбранный способ формирования отраслевой структуры капитала, при котором контрольный пакет акций большинства отраслевых компаний принадлежит РЛО «ЕЭС России», обеспечил преемственность управления в условиях трудного переходного периода. Вместе с тем он создал определенные проблемы для формирования в России конкурентного федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).



Состав и принципы организации ФОРЭМ

Конечная цель создания ФОРЭМ -- экономичное и падежное энергоснабжение потребителей на основе стабильного и не дискриминационного механизма купли-продажи электроэнергии и мощности.

Такой механизм предполагает организацию конкурентной системы оптовой торговли как главного стимула более эффективного использования существующих генерирующих мощностей, а также создание условий для рационального развития мощностей по производству и передаче электроэнергии.

В результате первого этапа реформирования электроэнергетики был сформирован двухуровневый регулируемый рынок электроэнергии, включающий:

федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности, обеспечивающий поставки в дефицитные регионы страны электроэнергии от крупных гидравлических, тепловых и атомных электростанций, а также от избыточных АОэнерго по транспортной сети рынка -- межсистемным линиям электропередачи напряжением 330 кВ и выше;

72 региональных (розничных) рынка электроэнергии, сформированных на территории республик и областей России (субъектов РФ) и монопольно обслуживаемых соответствующими АОэнерго.

Несмотря на имевшиеся сложности, в режим оптовой торговли были переведены 25 тепловых и гидравлических станций (из намеченных 51) обшей установленной мощностью 43 млн кВт, а также 8 АЭС общей установленной мощностью 21 млн. кВт (7 АЭС, объединенных в составе концерна «Росэнертоатом», и Ленинградская АЭС), оставшиеся в государственной собственности. Это позволило сформировать ресурсы электроэнергии и мощности для электроснабжения дефицитных энергосистем. В итоге участниками ФОРЭМ являются:

РАО «ЕЭС России» как организатор функционирования и развития ФОРЭМ с входящим в него АО «ЦДУ ЕЭС России», выполняющим функции оператора ФОРЭМ;

25 тепловых и гидравлических станций -- дочерние компании и филиалы РАО «ЕЭС России»;

8 атомных электростанций;

АОэнерго и другие энергоснабжающие организации, расположенные в пределах функционирования ЕЭС России;

АО «Электроцинк» (первый крупный потребитель электрической энергии, который в порядке эксперимента был выведен на оптовый рынок).

Таким образом, ФОРЭМ имеет сегодня ограниченные масштабы. Доля поставок электроэнергии с ФОРЭМ в общем потреблении электроэнергии территориальных зон страны весьма различна и колеблется от 48--50 % в энергозонах Центра и Северо-Запададо 18--19 % в энергозонах Урала и Сибири. Низкие показатели на Урале и в Сибири стали результатом неполной реализации Указа Президента. В частности, в режим оптовой торговли в уральской энергозоне переведено только 20 % мощностей крупных ТЭС- В составе энергосистем остались работать наиболее экономичные крупные электростанции на газе: Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт и Сургутские ГРЭС-1 и 2 суммарной мощностью свыше 8 млн. кВт. В сибирской энергозоне в режим оптовой торговли выведена только Саяно-Шушенская ГЭС, а эффективные Братская, Усть-Илимская и Иркутская ГЭС с суммарным годовым производством электроэнергии около 50 млрд. кВт * ч остались в составе (и в собственности) ЛО «Иркутскэнерго». В энергозоне Дальнего Востока в режим оптовой торговли переведены только Зейская ГЭС и Приморская ГРЭС.

В технологии функционирования ФОРЭМ следует различать следующие две стадии: производства и передачи электроэнергии.

Стадия производства электроэнергии, в которой участвуют многие электростанции, не относится к естественной монополии и не подлежит регулированию со стороны государства. При этом целесообразно использовать конкуренцию между производителями (электростанциями), выбирая тех. которые вырабатывают электроэнергию но наиболее низкому тарифу, что приводит к общему снижению тарифа на поставляемую на оптовый рынок электроэнергию.

Стадия передачи электрической энергии -- естественная монополия, поскольку строительство нескольких линий электропередачи изначально экономически неэффективно. В соответствии с федеральным законом «О естественных монополиях» этот вид деятельности относится к регулируемой со стороны государства сфере деятельности.

Обе стадии, характерные для ФОРЭМ, существуют также на уровне территории субъекта РФ и относятся к розничному рынку электроэнергии. Производство электрической энергии электростанциями Л0')нерго не относится к сфере деятельности субъектов естественных монополий. На территории субъекта РФ тарифы на производство- передачу и распределение электрической энергии регулируются региональной энергетической комиссией (РЭК) соответствующего региона.

В соответствии с федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» тарифы на электрическую энергию (мощность) на ФОРЭМ устанавливает федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) России, которая утверждает тарифы на электроэнергию для следующих субъектов оптового рынка:

тепловых, гидравлических и атомных электростанций, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ;

избыточных АОэнерго, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ.

ФЭК России также устанавливает размер абонентной платы за услуги по организации работы и развитию ГЭС России.

В настоящее время ФОРЭМ функционирует в составе семи энергозон: Центра, Урала, Северо-запада, Волги, Юга, Сибири и Востока. Тариф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ, усредняется для энергозон Центра, Урала, Северо-запада, Волги и Юга. Для Сибири и Востока утверждаются различные тарифы.

На оптовом рынке страны работают наиболее крупные и экономичные электростанции, и поэтому тариф оптового рынка более низкий, чем тариф на территории отдельных АОэнерго.

В развитии ФОРЭМ различают следующие два этапа.

Переходный (первый) этап, на котором ФЭК России осуществляет прямое государственное регулирование не только тарифов на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка, но и тарифов на электроэнергию, поставляемую на ФОРЭМ.

На этом этапе конкуренция между производителями электроэнергии носит ограниченный характер, поскольку тарифы для них утверждаются ФЭК России, а не формируются непосредственно в режиме работы диспетчера ЦДУ ЕЭС России, и осуществляется только при формировании баланса производства и поставок электроэнергии в рамках НЭС России по субъектам оптового рынка. Так, РАО «ЕЭС России» совместно с АО «ЦДУ ГЭС России» на основании предложений поставщиков и покупателей ФОРЭМ разрабатывает годовой и квартальные балансы производства и поставок электрической энергии (мощности) по субъектам ФОРЭМ в рамках ЕЭС России. При составлении указанного баланса в первую очередь включают те электростанции и избыточные АОэнерго, у которых заявочный сред не от пуск но и тариф на электроэнергию, передаваемую на ФОРЭМ, наименьший. Баланс утверждается ФЭК России и служит основой для заключения коммерческих договоров на ФОРЭМ. В дальнейшем АО «ЦДУ ЕЭС России» в качестве оператора оптового рынка осуществляет контроль за исполнением субъектами ФОРЭМ балансов электрической энергии, утвержденных ФЭК России.

Однако трудности в топливообеспечении электростанций, а также их незаинтересованность в принятии на себя дополнительной нагрузки (поскольку вся прибыль относится на установленную мощность, а не на электроэнергию) не дают возможности ЦДУ ЕЭС России вести оптимальный режим загрузки электростанций.

Средне отпускные тарифы (совместно на мощность и электроэнергию), утвержденные ФЭК России, являются основой для финансовых расчетов на оптовом рынке для дефицитных и избыточных АОэнерго. АО «ЦДУ ЕЭС России» обеспечивает оптимальные режимы работы электростанций -- субъектов ФОРЭМ в условиях их параллельной работы. При этом тарифы на электроэнергию и мощность, утвержденные ФЭК России для электростанций, используются не для финансовых расчетов, а служат только для оценки тарифов на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ. Распределение нагрузки между электростанциями, осуществляемое в режиме реального времени, а также изменение цены топлива приводят к тому, что тарифы на электроэнергию, отпускаемую электростанциями на оптовый рынок, приходится уточнять.

Таким образом, для каждого продавца электроэнергии ФЭК России устанавливает отдельный тариф исходя из фактических нормируемых затрат, включая допускаемую прибыль. Дефицитные АОэнерго покупают с ФОРЭМ электроэнергию по усредненному (в пределах одной или нескольких энергозон) тарифу, который в одних случаях выше тарифа продавца электроэнергии на оптовый рынок, а в других случаях ниже. ФЭК России с 1 августа 1996 г. установил единый тариф на электроэнергию- отпускаемую с ФОРЭМ, в пределах европейской части страны и Урала. Тарифы на электроэнергию для энергозон Сибири и Дальнего Востока не выравниваются.

При таком механизме формирования тарифов возникают следующие противоречия между субъектами оптового рынка:

в энергозонах с большим количеством крупных ГЭС, где затраты на производство электроэнергии низкие, как, например, в Сибири, местным потребителям невыгодно покупать электроэнергию по усредненному (более высокому) тарифу ФОРЭМ, и они стараются обойти оптовый рынок. Чтобы смягчить это противоречие, дефицитным АОэнерго, на территории которых расположены крупные электростанции, поставляющие дешевую электроэнергию на ФОРЭМ, предоставлено право покупать электроэнергию с ФОРЭМ по тарифам, сформировавшимся на этих электростанциях. Это положение закреплено в «Положении о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации на 1993 год»;

низко затратные производители электрической энергии не могут заключать выгодные сделки с местными потребителями по своему более низкому тарифу. Они вынуждены вначале поставить свою дешевую электроэнергию на ФОРЭМ, и только потом эта электроэнергия по более высокому (усредненному) тарифу оптового рынка поступает к потребителю;

выгоды от производства дешевой электроэнергии распределяются между потребителями в энергозонах с более высокими затратами. Таким образом, потребители, расположенные в энергозонах с низкими затратами на производство электроэнергии, дотируют потребителей в энергозонах с высокими затратами на выработку электроэнергии;

в энергозонах с высокими затратами на производство электроэнергии потребители, получающие электроэнергию по сниженному по сравнению с фактическим тарифу, не заботятся о ее эффективном использовании;

у производителя электроэнергии с низкими затратами отсутствует стимул увеличивать ее выработку и снижать затраты, поскольку он получает регулируемую прибыль, исчисляемую в соответствии с фактическими затратами на производство электроэнергии.

Поэтому органы исполнительной власти субъектов РФ (например, в Иркутской области) удерживают электростанции с дешевой электроэнергией в составе своих территориальных АОэнерго, не допуская их выхода на оптовый рынок.

Второй этап -- функционирование субъектов ФОРЭМ по правилам конкуренции производителей электроэнергии и государственного регулирования стоимости услуг естественных монополий, к которым относится передача электроэнергии но электрическим сетям ЕЭС России.

Главной целью рыночного механизма на этом этапе остается повышение надежности и эффективности функционирования ФОРЭМ. Однако эта цель достигается при помощи рыночного механизма формирования тарифов оптового рынка, а не их прямого государственного регулирования. 'Гак, цена на электроэнергию в любой (например, получасовой или часовой) интервал времени принимается равной наибольшим переменным затратам замыкающей в данный интервал времени электростанции. Расчет за электроэнергию со всеми производителями -- субъектами оптового рынка осуществляется по этой цене независимо от их фактических затрат на выработку электроэнергии. Все потребители также оплачивают единый для данного интервала времени тариф. При переходе к следующему получасовому (часовому) интервалу времени тариф оптового рынка изменяется.

Полный тариф оптового рынка складывается из цены на электроэнергию, платы за мощность, надбавок режимных ограничений и затрат на вспомогательные услуги. При наличии ограничений на передачу электроэнергии между энергозонами и потерь электроэнергии тарифы для различных энергозон будут отличаться с учетом указанных условий.

11лата за мощность устанавливается в зависимости от фактически складывающегося баланса спроса и предложения. Так, по мере приближения уровня спроса к уровню предложения плата за мощность возрастает, ограничивая тем самым спрос и преследуя цель обеспечить выработку электроэнергии в аварийных условиях.

Противоречия, которые характерны для первого этапа формирования оптового рынка, могут быть сняты с помощью рыночного ценообразования тарифов на втором этапе развития оптового рынка. У рыночного ценообразования есть следующие преимущества:

поскольку все потребители электроэнергии в пределах одной энергозоны платят за нее одинаковую (замыкающую) цену, отсутствует скрытое дотирование потребителей в высоко затратных энергозонах за счет потребителей в низко затратных энергозонах;

производители электроэнергии получают возможность зарабатывать дополнительную прибыль путем снижения своих затрат и стремятся снизить тарифы:

электростанции с дешевой электроэнергией стремятся выйти на оптовый рынок, где расчеты с ними производятся по более высоким тарифам оптового рынка, тем самым понижая тариф оптового рынка.

Однако при рыночном формировании тарифов на отпуск электроэнергии в электрические сети оптового рынка возникают другие проблемы. В их числе следующие:

общее повышение тарифов оптового рынка по сравнению с регулируемыми государством, поскольку теперь потребитель платит более высокую (замыкающую) цену за электроэнергию;

получение производителями дешевой электроэнергии высоких прибылей.

Однако, если прибыль низко затратных производителей окажется слишком большой, возможно удерживать часть этой прибыли без ущерба для общей эффективности системы.

В конкурентном рынке у электростанций появляется стимул к максимальному уточнению заявок цен на уровне своих переменных (топливных) затрат. Так, если электростанция заявит цену, превышающую ее переменные затраты, то она окажется незагруженной из-за более низкой цены других электростанций и не получит дохода. Если же электростанция, ставящая цель получить большую выработку, заявит цену ниже своих переменных затрат, она несет убытки от производства электроэнергии.



Развитый оптовый рынок

Полностью развитый оптовый рынок электроэнергии выглядит следующим образом. Потребители электрической энергии заключают прямые договоры с ее производителями (электростанциями) и (или) поставщиками. В договорах согласовывается тариф на электрическую энергию и мощность. В этом случае тариф на электроэнергию -- это предмет договора между поставщиком и потребителем. Дополнительно потребитель оплачивает оптовому рынку его услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям оптового рынка от электростанции до распределительных сетей энергоснабжающей компании (АОэнерго), а также услуги энергоснабжающей компании (АОэнерго) но передаче электроэнергии по ее распределительным сетям.

В процессе работы производитель и потребитель сообщают диспетчеру данные соответственно о вырабатываемой и потребляемой мощности в установленный интервал времени. Диспетчеры суммируют все поступившие заявки, а затем на небаланс мощности устанавливают оптимальное распределение нагрузки между свободными мощностями электростанций. Таким образом, оператор оптового рынка формирует только текущий тариф на объем небаланса мощности, а расчет между производителями и потребителями, заключившими ранее договоры на поставку электроэнергии, производится по установленному в договоре тарифу.

В январе 1994 г. был организован совместный российско-американский проект по реорганизации электроэнергетики России. В его рамках эксперты РАО «ЕЭС России» и «Хаглер Байи Консалтинг Инкорнорейтсд» (США) разработали план преобразований российской электроэнергетики, который учитывался при формировании ФОРЭМ.

Был использован также опыт создания рынка электроэнергии в Великобритании. Приватизация британской электроэнергетики была начата в 1989 г. До этого вся электроэнергетика была государственной и состояла из Центрального управления по производству электроэнергии (ЦУПЭ) и 12 небольших территориальных управлений (ТУ). ЦУПЭ несло ответственность за производство и передачу электроэнергии, а ТУ -- за ее распределение по своим территориям. ТУ приобретали электроэнергию у ЦУПЭ по фиксированной цене, и их хозяйственная деятельность оказалась строго ограниченной. Электроэнергетика была жестко вертикально интегрирована.

С целью повысить эффективность электроснабжения путем развития конкуренции среди производителей электроэнергии ЦУПЭ было разбито на четыре отдельные генерирующие компании. Две из них -- «Нэшенел Пауэр» н «Пауэр Джен» обеспечили выработку электроэнергии электростанциями на органическом топливе, а государственная компания «Ньюклеар электрик» взяла на себя ответственность за производство электроэнергии на АЭС.

Эксплуатация линий электропередачи высокого напряжения была возложена на компанию «Нэшенел Грид». Продажа ТУ, ответственных за распределение электроэнергии на отдельных территориях, проводилась отдельно. На их основе образовались 12 частных региональных электрических компаний.

Конкуренция в производстве электроэнергии и энергоснабжении в Великобритании проявилась уже в скором времени после приватизации электроэнергетики. Таким образом, региональные электрические компании, ответственные в первую очередь за распределение электроэнергии, а не за ее производство, сами стали конкурировать на оптовом рынке с главными производителями электроэнергии -- «Нэшенел Пауэр», «Пауэр Джен» и «Ньюклеар электрик».

Теперь потребитель в Великобритании может покупать электроэнергию у любой коммерческой организации, включая крупные генерирующие компании, региональные электрические компании и новых независимых производителей электроэнергии. Передача же электроэнергии по линиям высокого напряжения осталась государственной монополией.

Основные результаты приватизации в Англии и Уэльсе следующие:

за последние 5 лет прибыль региональных электрических компаний возросла на 102 %, «Нэшенел Пауэр» и «Пауэр Джен» -- на 203 % и «Нэшенел Грид комнани» -- на 42 %;

цены на электроэнергию для потребителей почти не изменились.

Особенности создания оптового рынка электроэнергии в Великобритании, которые могут проявиться и в России:

1. Возникновение на рынке электроэнергии олигополии производителей (господства небольшого числа крупных компаний), сдерживающей развитие конкуренции. В Великобритании эту проблему решают путем принуждения крупнейших производителей «Пэшенел Пауэр» и «Пауэр Джен» продавать другим электрокомпаниям 6 млн кВт мощностей.

2. Жизнеспособность конкурентной электроэнергетики оказалась ниже той, которая обеспечивается при вертикальной схеме ее управления. Чтобы сохранить надежное функционирование электроэнергетики в рыночных условиях, необходимо обеспечить параллельную работу субъектов оптового рынка с помощью центра единого диспетчерского управления и создать систему правовой ответственности энергоснабжающих организаций за надежное энергоснабжение.

3. До реструктуризации британская электроэнергетика, как и российская, была полностью государственной. Приватизация электроэнергетики в Великобритании началась примерно в тот же период, что и в России, и также, как в пашей стране, на одних территориях она проходила успешно (в Англии и Уэльсе), а на других (в Шотландии) она вообще не была проведена из-за противодействия местных органов власти и осталась целиком государственной. Тем не менее британская электроэнергетика эффективно функционирует и при различных формах владения объектами электроэнергетики на разных территориях.

4. Создание рынка и появление конкуренции в производстве электроэнергии и энергоснабжении в Великобритании привели к интенсивному строительству электростанций с использованием ПГУ. что породило в стране «газовую лихорадку». Аналогичная ситуация может возникнуть и в России, поскольку экономические и ресурсные условия для этого существуют.

электроэнергетика реструктуризация энергоснабжение экономический

Конкурентоспособность

Создание конкурентного оптового рынка электроэнергии в России может осложниться из-за следующих обстоятельств:

1. В СССР развитие электроэнергетики финансировалось централизованно, целиком из государственного бюджета и шло по пути сооружения крупных государственных районных электростанций (ГРЭС), ГЭС и АЭС, обеспечивающих электроснабжение больших территорий без создания дополнительных конкурирующих источников электроэнергии. И такой путь развития электроэнергетики при государственной форме ее владения был экономически эффективным. Избытки в производстве электрической энергии, появившиеся только в последние годы, обусловлены значительным снижением потребления электроэнергии в промышленности страны. При выходе России из экономического кризиса может возникнуть даже дефицит электроэнергии, и в этих условиях конкуренция производителей электроэнергии не возникнет.

2. Значительное число ТЭЦ в России также затрудняет конкуренцию производителей электроэнергии на оптовом рынке. В настоящее время ТЭЦ сохранены в составе АОэнерго, так как основным их назначением является теплоснабжение городов, а вырабатываемая электроэнергия выступает производным продуктом. ТЭЦ тесно связаны с теплоснабжением городов, и нарушать их сложившиеся технологические и хозяйственные связи с коммунальным хозяйством нецелесообразно.

3. В России формирование оптового рынка осложняется еще и тем, что АОэнерго, сохранив в своем составе большинство электростанций общим числом около 600 (против 25 находящихся в составе РАО «ЕЭС России»), стремятся загрузить прежде всего эти свои электростанции и только потом купить пусть даже более дешевую электроэнергию с оптового рынка- Крайне необходимы правила поставки электроэнергии на оптовый рынок, которые позволяли бы экономически заинтересовать АОэнерго в замещении выработки собственных неэкономичных электростанций электроэнергией с оптового рынка.

Существующий порядок расчета тарифов на электроэнергию для электростанций РАО «ЕЭС России» и для избыточных АОэнерго, поставляющих электроэнергию на оптовый рынок, содержит противоречия и не стимулирует развитие конкуренции. Так, среднеотпускной тариф на электроэнергию оптового рынка для электростанций РАО «ЕЭС России» включает в себя плату как за мощность, так и за электроэнергию. В то же время избыточные АОэнерго продают электроэнергию на оптовый рынок по тарифу, исчисляемому только по топливной составляющей производства электроэнергии. Поэтому тариф на электроэнергию, отпускаемую избыточными АОэнерго на оптовый рынок, всегда ниже тарифа для собственных потребителей АОэнерго, поскольку в последнем собственный потребитель АОэнерго всегда оплачивает постоянную составляющую.

Для полноценной конкуренции на оптовом рынке необходимо разработать методы расчета двухставочных тарифов как для электростанций РАО «ЕЭС России», АЭС концерна «Росэнергоатом», так и для избыточных АОэнерго.

Аналогично (по двухставочной составляющей) должны рассчитываться и тарифы на покупную мощность и электроэнергию с оптового рынка. Такие двухставочные (на мощность и электроэнергию) тарифы должны действовать на ФОРЭМ для расчетов между электроэнергией, продаваемой на оптовый рынок и покупаемой с оптового рынка.



Заключение

На сегодняшний день электроэнергетика находится в сложном положении. Во-первых, чрезвычайно медленная реконструкция фондов сохраняет высокие потери и низкий уровень безопасности, что, в конечном счете, осложняет процесс перехода отрасли на новый уровень.

Во-вторых, законодательное регулирование отстает от насущных проблем, диктующихся рыночными преобразованиями в энергетике в целом, что затрудняет приход инвестиций в отрасль.

В-третьих, не до конца определены методологические и технологические механизмы планирования развития сферы электроснабжения.



Список литературы

1. История энергетической техники СССР, Том 2. Электротехника. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1957.

2. Смуров А.А. Электротехника высокого напряжения и передача электрической энергии. Л.: 1961.

3. Сушкин Н.И.. Глазунов А.А. Центральные электрические станции и их оборудование. М.: Госиздат, 1927.

4. Глазунов А.А. Расчет электрических распределительных сетей. М., 1923.

5. Горев А.А. Высоковольтные линии передач электрической энергии. Л., 1927.

6. Глазунов А.А. Линии электропередачи. М.,1928.

7. Лебедев С.А„ Жданов П.С. Устойчивость электрических систем. М.: Госэнергоиздат, 1-е изд. 1933, 2-е изд. 1937.

8. Горев А.А. Введение в теорию устойчивости параллельной работы электрических станций. Ч- I- М.: Госэнергоиздат, 1936,

9. Устойчивость электрических систем и динамические перенапряжения / С.А. Лебедев, П.С. Жданов, Д.А- Городский, Р.М. Кантор- М.: Госэнергоиздат, 1940.

10. Вейтков Ф.Л., Мешков В.К. Диспетчерское управление энергосистемами. М.: Стандартгиз, 1936.

11. Мельников Н.А., Рокотян С.С., Шеренцис А.Н. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330--500 кВ. М.: Энергия, 1974.

12. Тиходеев Н.Н. Передача электрической энергии / Под ред. В.И. Попкова. 2-е изд. Л.: Энергоатомиздат, 1984.

13. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Под ред. Г.Н. Александрова и Л.Л. Петерсона. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

14. Веников В.А. Применение теории подобия и физического моделирования в электротехнике. М.: Госэнергоиздат, 1949.

16. Смуров А.А. Электротехника высокого напряжения и передача энергии. М.: Гостехиздат, 1931. 5-17. Акопян А.А. Исследование защитного действия молниеотводов // Труды ВЭИ. Госэнергоиздат, 1940. Вып. 36.

19. Костенко М.В. Атмосферные перенапряжения и грозозащита высоковольтных установок. Л.: Госэнергоиздат, 1949.

20. Разевиг Д.В. Атмосферные перенапряжения на линиях электропередачи, М,-Л.: Госэнергоиздат, 1959.

21. Дмоховская Л.Ф. Инженерные расчеты внутренних перенапряжений в электропередачах. М.: Энергия, 1972.

22. Перенапряжения и защита от них в воздушных и кабельных электропередачах высокого напряжения / М.В. Костенко, К.П. Кадомская, М.Л. Левинштейн, И.А. Ефремов. Л.: Наука, 1988.

23. Попков В.И. Коронный разряд и линии сверхвысокого напряжения. М.: Наука, 1990.

24. Гройс Е.С. Трубчатые разрядники. М.: Госэнергоиздат, 1941.

25. Безруков Ф-В., Галкин Ю.Л„ Юриков П.А. Трубчатые разрядники. М.: Энергия, 1964.

26. Вентильные разрядники высокого напряжения / Д.В. Шишман, А.И. Бронфман, В.И. Пружинина, В.П. Савельев. Л.; Энергия, 1971.

27. Сапожников А.В. Уровни изоляции электрооборудования высокого напряжения. М.: Энергия, 1969.

28. Щедрин Н.Н. Токи короткого замыкания высоковольтных систем. М.: Госэнергоиздат, 1935.

29. Ульянов С.А. Короткие замыкания в электрических системах, ОНТИ, 1937.

30. Соловьев И.И. Автоматизация энергетических систем, М.: Госэнергоиздат. 1950.

31. Электроэнергетика России / Под ред. А.Ф. Дьякова. М.: Информэнерго, 1997.

Размещено на Allbest.ru