Казанцев В.П. Общая энергетика - файл n1.doc

приобрести
Казанцев В.П. Общая энергетика
скачать (2464.6 kb.)
Доступные файлы (3):
n1.doc1183kb.10.12.2004 10:01скачать
n2.doc1248kb.09.12.2004 16:52скачать
n3.doc1365kb.10.12.2004 11:03скачать

n1.doc

  1   2   3

Министерство образования Российской федерации

Пермский государственный технический университет

Электротехнический факультет

Общая энергетика
Учебное пособие для студентов

электротехнического факультета
Составитель д.т.н., проф. каф. МСА Казанцев В. П.

Пермь 2004
УДК 62-52

К 62
Общая энергетика: Учебное пособие / В.П. Казанцев – Пермь, РИО ПГТУ – 2004.
В учебном пособии излагаются общие вопросы энергетических систем, теоретические основы преоразования различных видов энергии (тепловой, ядерной, гидравлической, солнечной, ветровой, геотермальной и т.п.) в электрическую энергию, наиболее адаптированную к нуждам поребителей. Рассматриваются технологические процессы и различные схемы преобразования первичного источника энергии в конечный продукт, причем с акцентом на социальные и технико-экономические показатели производимой энергии.

Учебное пособие предназначено для студентов очного и заочного отделений специальности 100400 “Электроснажение”.


Содержание


глава

Наименование главы, раздела

Стр.




Используемая аббревиатура

4




Введение

5

1

Единая энергетическая система (ЕЭС) РФ

7

1.1

Электрические станции

8

1.2

Электрические и тепловые сети

10

1.3

Потребители электрической энергии

15

1.4

Балансы энергии и мощности

15

1.5

Фондовый оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ)

19

2

Топливо и его характеристики


36

2.1

Классификация топлив


36

2.2

Технические характеристики топлив


37

2.3

Характеристики отдельных видов топлива


38

3

Основные способы получения энергии


41

3.1

Тепловые электростанции (ТЭС )

41

3.1.1

Тепловые и технологические схмы ТЭС

41

3.1.2

Компоновочные схемы ТЭС

48

3.1.3

Основное и вспомогательное оборудование ТЭС (паровые

котлы, турбины, генераторы, насосы и др.)


53

3.1.4

Теоретические основы преобразования энергии в тепловых двигателях. Энергетические показатели цикла Ранкина


67

3.1.5

Главные паропроводы и питательные трубопроводы ТЭС

72

3.1.6

Системы регенеративного подогрева питательной воды и

промежуточного перегрева пара


74

3.1.7

Графики электрических нагрузок

80

3.1.8

Системы теплоснабжения. Графики тепловых нагрузок

82

3.2

Гидравлические электростанции (ГЭС)

85

3.3

Атомные электростанции (АЭС)

87

4

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

93

4.1

Энергия солнца

93

4.2

Энергия ветра

98

4.3

Геотермальная энергия

104

4.4

Энергия морей и океанов

109

4.5

Вторичные источники ресурсов

114

4.6

Водородная энергетика

120




Заключение

124




Литература

126



Используемая аббревиатура
АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

АЭС – атомная электростанция;

ВЭС – ветряная электростанция;

ГАЭС – гидравлическая аккумулирующая электростанция;

ГПП – главная понизительная подстанция;

ГТЭС – гелиотермическая электростанция;

ГЭС – гидравлическая электростанция;

ГРЭС – государственная районная электростанция;

ЕЭС – единая энергосистема;

КЭС – конденсационная электростанция;

ЛЭП – линия электропередачи;

ОЭС – объединенная энергосистема;

РП – распределительный пункт (подстанция);

СКЭС – солнечная космическая электростанция;

СЭС – солнечная электростанция;

ТП – трансформаторная подстанция;

ТЭК – топливно-энергетический комплекс;

ТЭС – тепловая электростанция;

ТЭЦ – теплофикационная электроцентраль (теплоэлектроцентраль);

ФОРЭМ – фондовый оптовый рынок энергии и мощности;

ЭС – энергосистема или электростанция (в контексте).


Введение
Научно-технический прогресс немыслим без развития энергетики и электрификации производств. Для повы­шения производительности труда первостепенное значение имеет автоматизация про­изводственных процессов, базирующаяся, прежде всего, на применении электрической энергии. Основными потребителями электроэнергии в производстве продукции являются электрические машины, мощность которых варьируется от единиц ватт до десятков мегаватт, причем рост планетарного населения, с одной стороны, и рост материальных потребностей, с другой, неизбежно ведут к наращиванию потребляемой электроэнергии с каждым годом.

Для производства электрической энергии применяются различные электростанции, базирующиеся на сжигании природных энергетических ресурсов. Вместе с тем, запасы тради­ционных природных топлив (нефти, угля, газа и др.) не бесконечны. Ограничены запасы и ядерного топлива - урана и тория, из которого с помощью реакторов можно получать плутоний. Поэтому на сегодняшний день важно не только развивать добычу экономически выгодных источников энергии, но и рационально использовать имеющиеся природные ресурсы для производства электроэнергии без существенного ущерба окружающей среде. Отсюда – широчайший комплекс проблем технико-экономического и социального характера в области энергетики.

Учебная дисциплина “Общая энергетика” рассматривает общие вопросы формирования и функционирования топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны, основу которого составляют энергетические системы (ЭС), объединенные в единую энергетическуюсистему (ЕЭС) России.

Энергетическая система (ЭС) представляет собой совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии и теплоэнергии по потребителям.

Электроэнергетика — ведущая часть энергетики, обеспечивающая электрификацию страны на основе рационального производства и распределения электрической энергии. Электроэнергетика имеет важное значение в хозяйстве любой страны, что объясняется таки­ми преимуществами электроэнергетики перед энергией других видов, как относительная легкость передачи ее на большие расстояния, распределе­ния между потребителями, а также преобразования в другие виды энер­гии (механическую, тепловую, химическую, световую и др.).

В силу специфики своего производства электроэнергетика занимает особое положение. Если во всех отраслях народного хозяйства исходное сырье путем последовательного его преобразования находит свое воплощение в каком-то конкретном продукте, то в электроэнергетике хи­мическая энергия, запасенная в топливе, энергия падения воды, солнеч­ная, ветровая и другие виды энергии проходят путь последовательного преоб­разования в тепловую, механическую и, наконец, в электри­ческую энергию. Промежуточным продук­том в этом процессе преобразования энергии, получившим широкое потребительское значение, является тепловая энергия.
Важнейшими составляющими энергетики и электроэнергетики, нашедшими отражение в учебных дисциплинах специальности, являются:

- Электропитающие системы и электрические сети;

- Системы электроснабжения;

- Релейная защита и автоматика систем электроснабжения;

- Переходные процессы в электроэнергетике;

- Электромагнитная совместимость в электроэнергетике;

- Надежность электроснабжения;

- Информационные системы в управлении электроснабжением;

- Энергосбережение и энергоаудит.
1. Единая энергетическая система (ЕЭС) РФ
Российская энергетика сегодня - это порядка 600 тепловых, 100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Функционирует несколько электростанций, использующих в качестве первичного источника солнечную, ветровую, гидротермальную, приливную энергию, но доля производимой ими энергии очень мала по сравнению с тепловыми, атомными и гидравлическими станциями (не превышает 1% от суммарно вырабатываемой энергии в ЕЭС РФ).

Основную часть мощности энергосистемы России (около 80%) составляют тепловые электростанции (ТЭС). Мощности гидравлических (Гначала к образованию нескольких десятков районных энергетических систем (Мосэнерго, Пермэнерго, Челябэнерго и др.), затем к объединению их в региональные энергосистемы, а именно - к созданию семи объединенных энергосистем (ОЭС) Центра, Урала, Сибири, Востока и др.), и, наконец, к созданию единой энергосистемы (ЕЭС) России. К слову сказать, ЕЭС к 1990 г. в СССР уже успешно функционировала и охватывала практически всю обжитую территорию страны. Обмен электроэнергией между отдельными ЭС достигал 25% от общей выработанной в ЕЭС энергии, однако с распадом СССР распалась и ЕЭС СССР. ЕЭС России в значительной мере унаследовала энергетичекие мощности СССР, причем создавалась на принципиально новых отношениях субъектов производства и потребления электроэнергии. Создание в начале 90-х годов оптового рынка купли/продажи электроэнергии (ФОРЭМ) и торговля электроэнергией с 2003 г. по схеме “Энергопул” явилось закономерным процессом в условиях формирующихся рыночных отношений.

Установленная мощность большинства электростанций районных энергосистем, входящих в ЕЭС, превышает 1 млн. кВт, а у отдельных электростанций превышает 10 млн. кВт. Суммарная установленная мощность электростанций региональных энергосистем составляет единицы-десятки млн. кВт, а суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России составляет порядка 150 млн. кВт. При этом суммарная выработка электроэнергии в 2003 г. превысила 800 млрд. кВт∙часов.

ЕЭС России представляет собой развивающийся комплекс электростанций и сетей, объединенных общим технологическим циклом с единым оперативно-диспетчерским управлением.

Характерные особенности ЕЭС РФ:

- жесткое взаимодействие в едином производственном процессе большого количества энергетических объектов, размещенных на очень большой территории, при непрерывном процессе производства, распределения и потребления электроэнергии;

- существенная неравномерность суточных, сезонных, территориальных графиков электрических и тепловых нагрузок.

Для обеспечения устойчивости, надежности (живучести) работы ЕЭС РФ применяют следующие меры:

- создание резерва мощности и энергоресурсов;

- обеспечение функционирования электростанций в пиковых режимах, т. е. создание дополнительных генерирующий мощностей для покрытия переменной части графика нагрузки электроэнергии;

- увеличение пропускной способности основной (системообразующей) электрической сети напряжением 330-500-750 кВ переменного тока;

- развитие средств релейной защиты, автоматики и телемеханики (РЗА и Т).

Создание ЕЭС позволило обеспечить ряд важных преимуществ:

- снижение требуемой установленной морщности электростанций за счет разновременности наступления максимумов нагрузки в отдельных энергосистемах; при этом общие резервы оперативной мощности снижаются, а суточный график электрической нагрузки заметно выравнивается;

- обеспечение строгого соответствия генерации и потребления электроэнергии в каждый момент времени (баланс мощности);

- оптимизация загрузки совместно работающих электростанций, и, как следствие, снижение удельного расхода топлива на отпущенную потребителю электроэнергию;

- повышение надежности электроснабжения за счет многостороннего электроснабжения регионов;

- эффективное использование водных ресурсов при работе ГЭС в многоводье и компенсация, тем самым, недовыработки электроэнергии в маловодье, а также возможность регулирования стока рек в интересах регионов;

- облегчение условий проведения ремонтов.
1.1. Электрические станции
В зависимости от источника энергии (сырья) различают тепловые элек­трические станции (ТЭС), гидравлические электростанции (ГЭС), гидравлические аккумулирующие электростанции (ГАЭС), атомные электростанции (АЭС), а также геотермальные, ветровые, сол­нечные и приливные электрические станции.

ТЭС являются основой электроэнергетики. Электрическая и тепловая энергия на них вырабатывается в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. По типу энергетического оборудования, установленного на ТЭС (типу первичного двигателя), их подразделя­ют на паротурбинные, газотурбинные и дизельные. Находят применение также комбинированные схемы с паротурбинными и газотурбинными установками, называемые парогазовыми установками. Газотурбинные и парогазовые ТЭС имеют ограниченное применение, хотя и обладают весьма ценным свойством – высокой маневренностью. Дизельные электростанции применяют, как правило, только в качестве автономных электростанций, резервных и аварийных источников энергии.

Паро­турбинные ТЭС являются основными электростанциями большинства энергосистем и подразделяются на конденсационные электростанции (КЭС) и теплофикационные электроцентрали (ТЭЦ).

КЭС предназначены только для производства электроэнергии и имеют турбины чисто конденсационного типа. Для крупных КЭС исторически широко используется термин ГРЭС – Государственная районная электростанция.

ТЭЦ предназначены для комбинированного производства электроэнергии и тепла в виде горячей воды или пара, получаемого из отборов турбин. КПД ТЭС может достигать 70-75% по сравнению с КПД КЭС, достигающем только 40%.

Электрическая энергия измеряется в киловатт-часах (кВтч), мощность установок — в кВт, а основными параметрами электрической энергии являются напряжения и ток. Напряжение измеряется в вольтах (киловоль­тах), ток — в амперах (килоамперах).

Тепловая энергия измеряется в килокалориях (гигакалориях), а ее основные параметры — температура (T, °C) и давление (Р, МПа).

На современных КЭС работают энергоблоки “котел-турбина-генератор-трансформатор”. Мощности энергоблоков КЭС: 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт. На ряде КЭС сохранились в работе малоэкономичные турбогенераторы 25, 50, 100 МВт. КЭС на высококачественном топливе (см. гл. 2) с большой теплотворной способностью (газ, мазут, лучшие марки угля) располагают, по возможности, вблизи центров потребления электроэнергии. КЭС на низкокачественном топливе (торфе, бурых углях) выгоднее располагать вблизи источника топлива.

Мощность и состав агрегатов ТЭЦ определяются параметрами тепловых нагрузок. Наиболее крупные агрегаты имеют мощность 100, 135, 175, 250 МВт и выполнены по блочной схеме. Мощности ТЭЦ, как правило, не превышают 500 МВт, однако для теплоснабжения крупных городов могут быть большими и достигать 1250 МВт (ТЭЦ-22 Мосэнерго). В связи с нецелесообразностью дальней передачи тепла (свыше 50 км) ТЭЦ располагают в непосредственной близости от городов и крупных предприятий.

ГЭС предназначены для выработки только электроэнергии и, как дорогостоящие электростанции, сооружаются обычно в составе гидротехнических комплексов, одновременно решающих задачи судоходства, водоснабжения, ирригации и др. Наиболее крупные ГЭС РФ построены в сибири: Красноярская (6 млн. кВт с агрегатами 500 МВт), Саянская (6,4 млн. кВт с агрегатами 640 МВт). В европейской части РФ наиболее мощными являются Волгоградская ГЭС (2,5 млн. кВт) и Самарская ГЭС (2,3 млн. кВт).

Для повышения маневренности энергосистем строятся крупные гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), участвующих в выравнивании суточного графика нагрузки ТЭС и АЭС двойной мощностью (покрытие пика нагрузки при разряде и заполнение ночного провала в графике нагрузки за счет заряда). Первая из этой серии в РФ – Загорская ГАЭС мощностью 1,2 млн. кВт с агрегатами мощностью 200 МВт.

На АЭС применяются энергетические реакторы на тепловых (медленных) нейтронах. В блоке с агрегатами 440 МВт устанавливаются по 2 турбоагрегата мощностью 220 МВт, с реакторами по 1000 МВт - по 2 турбоагрегата мощностью 500 МВт. В связи с малыми объемами расхода топлива теоретически АЭС целесообразно размещать вблизи центров потребления электроэнергии, однако вследствие специфики производства электроэнергии, потребности в больших объемах технического водоснабжения, АЭС располагают на значительном удалении от узлов энергопотребления.
1.2. Электрические и тепловые сети

Потоки электрической энергии, передаваемые на разных ступенях электрической системы от электростанций к потребителям, весьма различны и характеризуются различными уровнями напряжения и передаваемого тока. Оптимальные напряжения для передачи и распределения электроэнергии могут быть определены индивидуально для каждого потребителя или группы потребителей. При этом номинальные напряжения питания потребителей и соответствующие им номинальные генераторные напряжения или напряжения обмоток трансформаторов являются строго регламентированными.

Напряжение 3 кВ (3,15 кВ) для электрических сетей и электроприемников применяется крайне редко, например, для собственых нужд электростанций при напряжении генератора 10,5 кВ.

Напряжения 6 (6,3 кВ) и 10 кВ (10,5 кВ) наиболее распростраены в распределительных сетях городов, помышленных предприятий и сельских районов. Преимущественное применение имеет напряжение 10 кВ в силу меньших потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Напряжение 35 кВ широко применяется для распределительных сетей (главным образом для создания центров питания сетей напря 220 кВ для питания предприятий местного района и 330-500-750 кВ для передачи мощности в основную системообразующую сеть.

Наиболее прогрессивными системами внешнего электроснабжения предприятий являются системы глубоких вводов (110-220 кВ) и мощных токопроводов (6-35 кВ).

При системах глубоких вводов источники высшего напряжения максимально приближают к потребителям, а прием энергии распределяют по нескольким пунктам. Глубокие вводы выполняются в виде кабельных или воздушных линий к подстанциям 110-220 кВ, расположенным в центрах электронагрузок соответствующих групп потребителей; в виде воздушных магистральных линий от энергосистемы или от узловой подстанции промышленного узла с ответвлениями к подстанциям 110-220/6-10 кВ, расположенным также в центрах нагрузок предприятий. Число укрупненных подстанций глубоких вводов (ПГВ) 110-220 кВ выбирают от 2 до 10 и более в зависимости от плотности размещения и концентрации электрических нагрузок.

Магистральные глубокие вводы экономически целесообразны при нормальной или малозагрязненной окружающей среде и при возможности размещения воздушных линий и подстанций 110-220 кВ на территории предприятия возле соответствующих основных групп электроприемников.

Радиальные глубокие вводы (кабельные или воздушные) преимущественно применяют при сильно загрязненной окружающей среде, при соответствующем расположением подстанций и в случае стесненной территории. Преимуществом радиальных схем является их простота и минимальное количество аппаратов на подстанциях, что повышает надежность последних.

Возможность прохождения линий глубоких вводов (35-220кВ) предусматривается заранее при проектировании предприятия с учетом характера застройки площадки и прохождения других коммуникаций. Большинство промышленных предприятий имеет потребителей 1-й и 2-й категории надежности, поэтому их электроснабжение осуществляется по двум линиям электропередачи. Наиболее целесообразны две схемы: 1) линии питания закреплены на отдельных опорах или идут по разным трассам; 2) каждая подстанция питается от двух цепей линии, подвешенных на разных опорах.

На предприятиях с потреблением мощности до 5 МВт часто применяют питающие и распределительные сети напряжением 6 или 10 кВ. Распределение всей энергии производится от центрального распределительного пункта (ЦРП), от которого питаются цеховые трансформаторные подстанции.

Электроэнергия на пути от источника питания до электроприемника на современных промышленных предприятиях трансформируется один или несколько раз: по напряжению и току, а потоки ее, по мере приближения к потребителям, дробятся на более мелкие и разветвленные каналы.

Преобразование энергии по напряжению производится на трансформаторных подстанциях, которые (в зависимости от места расположения в схеме электроснабжения) называются главными понижающими подстанциями (ГПП) и цеховыми трансформаторными подстанциями (ЦТП или просто ТП).

Коммутационные устройства, в которые разделяют потоки энергии без их трансформации по напряжению или другим электрическим параметрам, называются распределительными пунктами (РП). Последними могут являться как сети высокого напряжения (6-10кВ), так и сети низкого напряжения (660/380/220 В).

Для внутризаводского питания промышленных предприятий электроэнергией применяются радиальные, магистральные и смешанные схемы. Радиальные схемы получили наибольшее распространение. Магистральные схемы применяются реже, в основном в тех случаях, когда электроприемники имеют большую мощность и расположены вблизи трасс, удобных для прокладки магистралей. Чаще их применяют в сочетании с радиальными.

На выбор схемы внутризаводского питания оказывают влияние взаимное расположение потребителей, требование к бесперебойности питания, число, мощность, напряжения и расположение источников питания, величина токов короткого замыкания, технико-экономические характеристики электротехнического оборудования и др. Напряжение сети, число, мощность и расположение распределительных и трансформаторных подстанций выбирают на основе технико-экономических расчетов.

Внутризаводские питающие сети напряжением 6-10кВ от ГПП (или ТЭЦ) до РП 6-10 кВ выполняют радиальными кабельными линиями или мощными магистральными токопроводами различных конструкций. Внутриплощадочные РП 6-10кВ в соответствии с СН 177-175 конструируют двухсекционными с одной системой сборных шин. К РП подключается распределительная кабельная сеть 6-10 кВ от цеховых ТП 6-10/0,4-0,66 кВ и высоковольтных электродвигателей.

Цеховые ТП 6-10/0,4-0,66 кВ в соответствии с СН 177-175 делают двух- и одно-трансформаторными в зависимости от категории надежности электроснабжения потребителей, концентрации низковольтных нагрузок и других условий. Число трансформаторов, присоединенных к одной магистральной линии, принимают равным 2-3 при мощности трансформаторов 1600-1000 кВ*А и 3-4 при мощности 630-250 кВ∙А.

Главная задача эксплуатации электрохозяйства машиностроительных предприятий - обеспечение такого обслуживания электрических сетей и электрооборудования, при котором отсутствуют производственные простои из-за неисправности электроустановок, поддерживается надлежащее качество электроэнергии и сохраняются паспортные параметры оборудования в течении максимального времени при минимальном расходе электрической энергии и материалов.

Правила устройств электроустановок (ПУЭ) [1] регламентируют режимы соединения нейтралей трансформаторов и синхронных генераторов.

Трехфазные сети напряжением 220 кВ и выше выполняют с глухозаземленной нейтралью. Сети напряжением 110 кВ выполняют с глухозаземленной или с эффективно заземленной нейтралью. Сети напряжением 6-35 кВ, имеющие низкие токи замыкания на землю, выполняют с изолированной нейтралью. Сети низкого напряжения (до 1 кВ) выполняют как с глухозаземленной, так и с изолированной нейтралью.
Тепловые сети (теплопроводы) – это инженерные сооружения для транспортирования теплоносителя (горячей воды, пара, газов) от источника тепла (теплогенератора) к потребителям при централизованной системе теплоснабжения.

Теплогенераторами (источниками тепла) являются котельные установки, устройства для утилизации тепловых отходов промышленности и ТЭЦ. Теплоносителем обычно является горячая вода с температурой 95є-200єС или пар при давлении до 12-16 атм. Чем выше параметры теплоносителя, тем больше затраты на его производство, однако, тем ниже затраты на тепловые сети и на передачу по ним теплоносителя. Дальность передачи тепла в современных системах - от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Тепловые сети составляются из труб с арматурой, строительных, опорных конструкций и т. п. Существенным элементом тепловых сетей является теплоизоляция.

Значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из-за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов “перетопа”. Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации приводят к снижению надежности функционирования как центральных источников тепла, так и распределительных сетей, что обуславливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели.

В настоящее время теплоснабжение около 80 % городского фонда России осуществляется от централизованных источников, и общая протяженность магистральных участков тепловых сетей диаметром 600—1400 мм составляет 13 000 км, а протяженность распределительных и внутриквартальных участков трубопроводов диаметром 50—500 мм достигает 125 000 км (в пересчете на двухтрубную систему).

Эксплуатация тепловых сетей сопровождается тепловыми потерями от внешнего охлаждения в размере 12—20 % тепловой мощности (нормируемое значение 5 %) и с утечками теплоносителя от 5 до 20 % расхода в сети (при нормируемом значении потерь с утечками до 0,5 % от объема теплоносителя в системе теплоснабжения, с учетом объема местных систем). Эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6—10 %, а затраты на химводоподготовку 15—25 % от стоимости отпускаемой тепловой энергии. Значительное превышение нормативных потерь связано с высокой степенью износа оборудования централизованных систем теплоснабжения и особенно тепловых сетей — до 70 % и более. Поэтому именно тепловые сети являются самым ненадежным элементом системы централизованного теплоснабжения, на который приходится более 85 % отказов по системе в целом.

Трубопроводы тепловых сетей прокладываются в подземных проходных и непроходных каналах — 84 %, бесканальная подземная прокладка — 6 % и надземная (на эстакадах) — 10 %. В среднем по стране свыше 12 % тепловых сетей периодически или постоянно затапливаются грунтовыми или поверхностными водами, в отдельных городах эта цифра может достигать 70 % теплотрасс. Неудовлетворительное состояние тепловой и гидравлической изоляции трубопроводов, износ и низкое качество монтажа и эксплуатации оборудования тепловых сетей отражается статистическими данннее позиции децентрализованного теплоснабжения, к которому следует отнести как поквартирные системы отопления и горячего водоснабжения, так и домовые, включая многоэтажные здания с крышной или пристроенной автономной котельной.
1.3. Потребители электроэнергии
Структура потребления электроэнергии основными отраслями в % от выработанной электроэнергии показано в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Показатели

Электроэнергия, %

Выработано электроэнергии

электростанциями


100

Израсходовано для собственных нужд электростанций


6,1

Израсходовано при передачи и распределении по электрической сети общего пользования


8,5

Всего полезно отпущенной электроэнергии

85,4

Экспорт в другие страны

5

Итого отпущено потребителям в стране:

в том числе:

- промышленности

- строительству

- транспорту

- сельскому хозяйству

- жилищно-коммунальному хозяйству

- прочим потребителям

80,4
54,8

3,1

4,9

6,0

8,2

3,4


Главным потребителем электроэнергии является промышленность. Наиболее энергоемкими отраслями промышленности являются черная и цветная металлургия, химическая промышленность и машиностроение. В этих отраслях промышленности львиную долю (до 70%) потребляют электродвигатели. Непосредственно в электротехнологических установках (электропечах, электролизерах и др.) потребляется 25-35%, в цветной металлургии – до 70%. На освещение расходуется 5-10% электроэнергии.
1.4. Балансы энергии и мощности
В силу одновременности процессов производства и потребления электроэнергии в энергосистемах для каждого момента времени должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций (с учетом обменных перетоков между энергосистемами).

В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток (диспетчерский график нагрузки) и на каждый месяц.

При проектировании энергосистем баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощности с другими энергосистемами.

Форма баланса мощности, используемая при проектировании энергосистем, приведена в табл. 1.2.

Составление балансов производится для периода прохождения зимнего годового максимума нагрузки энергосистемы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей либо электростанций с существенным сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весенне-летнего периода.

Расходная часть баланса мощности энергосистем (потребность) складывается из:

- годового максимума нагрузки самой энергосистемы (включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних энергосистем и за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других энергосистем);
Таблица 1.2

№ п/п

Наименование


1

2

3

4


Потребность

Совмещенный максимум нагрузки энергосистемы

Передача мощности в другие системы

Необходимый резерв

Итого потребная мощность электростанций (1+2+3)


5

6

7

8

9

10

Покрытие

Установленная мощность электростанций

Неиспользуемая мощность (ограничения в использовании)

Располагаемая мощность, в том числе ГЭС, КЭС, ТЭЦ (5 - 6)

Получение мощности из других систем

Итого покрытие (7+8)

Избыток ( + ) или дефицит (-) мощности (9 - 4)


- планируемого балансового потока мощности в другие энергосистемы (включая экспорт);

- расчетного резерва мощности.

Приходная часть баланса мощности формируется на основании технико-экономических расчетов по выбору структуры генерирующих мощностей, т. е. расчетов по обоснованию состава, местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности, количества агрегатов), вида используемого топлива и очередности строительства электростанций на рассматриваемую перспективу. Определение оптимального развития генерирующих мощностей производится в два этапа.

На первом этапе для ЕЭС в целом и каждой ОЭС в увязке с оптимизацией топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны определяется наивыгоднейшая структура генерирующих мощностей, т. е. рациональные размеры суммарных мощностей групп электростанций, отличающихся
видом энергоресурса и типом основного оборудования. В связи с неоднозначностью исходной информации результаты определения структуры генерирующих мощностей находятся в виде зоны оптимальных решений. Указанный этап работы выполняется централизованно для страны в целом.

В результате оптимизации ТЭК по ЕЭС в целом и каждой ОЭС определяются оптимальные диапазоны суммарных мощностей АЭС, КЭС и ТЭЦ на разных видах органического топлива, общая мощность ГЭС и специализированных пиковых установок, а также оптимальные размеры перетоков
мощности и энергии между ОЭС.

На втором этапе для каждой ОЭС в пределах определившегося диапазона суммарной мощности электростанций каждого типа обосновываются наивыгоднейший состав, размещение, основные параметры и последовательность развития отдельных объектов. При формировании вариантов
развития электростанций в ОЭС используются результаты проектных проработок специализированных организаций по выявлению возможных пунктов сооружения КЭС и АЭС на территориях соответствующих ОЭС, по схемам энергетического использования водных ресурсов, по схемам развитая теплофикации, по характеристикам возможного к использованию нового оборудования.

Задача определения развития генерирующих мощностей энергосистем на всех этапах решается в увязке с анализом перспективных режимов работы электростанций в суточном, недельном и годовом циклах.

Баланс мощности считается удовлетворительным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного из вводимых агрегатов. Дефициты или избытки мощности в указанных пределах рассматриваются как случайные отклонения, лежащие в пределах точности прогноза.

Необходимая установленная мощность электростанций энергосистемы на перспективу определяется с учетом намечаемого ввода мощности, а также технико-экономически обоснованного демонтажа физически и морально изношенного оборудования.

Располагаемая мощность электростанций энергосистемы, учитываемая в балансе мощности на период годового максимума нагрузок, принимается равной сумме их установленных мощностей за вычетом имеющихся ограничений.

При проектировании развития энергосистем в составе ограничений учитываются:

- снижение мощности из-за неполного освоения к моменту прохождения максимума расчетного года головных образцов нового оборудования;

- снижение мощности из-за временного несоответствия между отдельными элементами технологической схемы электростанций (для них в эксплуатации используется термин “разрывы мощности”), ограничений по выдаче мощности, снижения напора ГЭС против расчетного или ограничения режима ГЭС вследствие удовлетворения требований неэнергетических потребителей и т. п.

Сумма ограничений при составлении перспективных балансов мощности принимается на основании анализа существующих в эксплуатации ограничений с учетом мероприятий, намечаемых по их устранению. В крупных объединениях при отсутствии более точной информации ограничения принимаются в среднем равными 6—8% установленной мощности электростанций.

Баланс электроэнергии энергосистем составляется:

- для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;

- для определения потребности энергосистемы в топливе;

- для определения потоков энергии между энергосистемами.

Расходная часть баланса энергии складывается из электропотребления данной энергосистемы (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд ГАЭС и планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы.

Приходная часть баланса энергии включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями системы и планируемое получение энергии из других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднему значению за несколько лет.

Для энергосистем с большим удельным весом ГЭС (30% и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95%-ной обеспеченности выработки электроэнергии гидроэлектростанциями.

Распределение годовой выработки электроэнергии между тепловыми электростанциями производится исходя из их экономичности, обеспеченности ресурсами, стоимости различных видов топлива.

Для приближенных расчетов выработка отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности.

Баланс энергии считается удовлетворительным, если число часов использования среднегодовой располагаемой мощности тепловых электростанций в среднем не превышает 6500.
1.5. Федеральный оптовый рынок электрической

энергии и мощности
1.5.1. Основные понятия и определения

1. Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) - сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России.

2. Субъекты Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии и мощности - юридические лица, осуществляющие куплю - продажу электрической энергии (мощности) и (или) предоставляющие услуги на ФОРЭМ.

3. ФЭК России – Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации осуществляет государственное регулирование в электроэнергетической отрасли.

4. Производитель энергии (энергоисточник) - коммерческая организация, независимо от организационно-правовой формы, существляющая производство и отпуск электрической энергии (мощности) и (или) тепловой энергии (мощности) в сети для дальнейшей переработки, транспортировки, распределения и продажи потребителям.

5. АО-энерго – энергоснабжающая организация – территориальная энергетическая система, субъект ФОРЭМ, осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической и (или) тепловой энергии.

6. СО ЦДУ – Системный оператор Центральное диспетчерское управление, оказывающий услуги всем субъектам оптового рынка электроэнергии по управлению режимами работы Единой энергетической системы России.

7. Потребительский (розничный) рынок электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) - сфера купли-продажи электрической энергии (мощности) и (или) тепловой энергии (мощности), осуществляемой между энергоснабжающими организациями и потребителями.

8. Баланс электроэнергии (мощности) – система показателей, характеризующая объемы производства и потребления электрической энергии, предоставления и использования электрической мощности, удовлетворяющая технологическим условиям ЕЭС России.

9. Тарифы на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) - система ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность).

10. Поставщик (субъект) ФОРЭМ - тепловые и гидравлические электростанции РАО "ЕЭС России" (ТЭС, ГЭС), атомные электростанции и другие независимые производители электрической энергии, осуществляющие отпуск электроэнергии на ФОРЭМ, а также избыточные в разрезе года АО-энерго, поставляющие на ФОРЭМ сальдо-переток электроэнергии и мощности.

11. Покупатель (субъект) ФОРЭМ - энергоснабжающие организации, а также крупные потребители, признанные субъектами ФОРЭМ в установленном порядке, получающие от Поставщиков через ФОРЭМ электроэнергию и мощность по утвержденному ФЭК тарифу и оплачивающие их стоимость непосредственно Поставщику (ам) электроэнергии, мощности и особых услуг- субъекту ФОРЭМ.

12. Крупные потребители – конечные потребители электрической энергии, приобретающие электроэнергию непосредственно с ФОРЭМ, минуя энергоснабжающую организацию в силу высоких объемов потребления электрической энергии.

13. Двухставочный тариф - система ценовых ставок, обеспечивающая раздельную оплату мощности и энергии.

14. Тарифная ставка за мощность - ценовая ставка, по которой оплачивается 1 кВт установленной, рабочей или договорной (заявленной) мощности, поставляемой на рынок или отпускаемой с рынка.

15. Тарифная ставка за энергию - ценовая ставка, по которой оплачивается 1 кВтч поставляемой на рынок или отпускаемой с рынка электрической энергии.

16. Установленная мощность электростанции - мощность, определенная по паспортным данным основных агрегатов станции, работающих на внешнюю сеть.

17. Рабочая мощность - определенная по нормативам и согласованная с диспетчером мощность электростанции, готовая к несению нагрузки.

18. Договорная мощность поставщика - мощность, оплачиваемая оптовым рынком или потребителем по утвержденным тарифам в соответствии с договором при соблюдении условий поставки, предусмотренных договором .

19. Договорная (заявленная) мощность потребителя оптового рынка (АО-энерго, потребителя - субъекта ФОРЭМ) - мощность сальдо-перетока и резерва, отпускаемая с оптового рынка и оплачиваемая потребителем в соответствии с условиями, зафиксированными в договоре между потребителем и оптовым рынком.

20. Плановая поставка электроэнергии на оптовый рынок - объем поставки, определенный в утвержденном балансе электроэнергии.

21. Плановый отпуск электроэнергии с оптового рынка - объем отпуска электроэнергии, зафиксированный в договоре с потребителем с помесячной разбивкой.

22. Схема платежей - документ, определяющий прикрепление определенных дефицитных субъектов – покупателей ФОРЭМ в качестве плательщиков ФОРЭМ к конкретным избыточным субъектам ФОРЭМ – поставщикам.

23. График платежей – график, в соответствии с которым производятся расчеты на ФОРЭМ. График основан на делении календарного месяца на диспетчерские недели. График платежей утверждается один раз в шесть месяцев Заместителем Председателя Правления РАО “ЕЭС России”.

24. Расчетная деятельность – деятельность ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” по обеспечению взаимных расчетов между субъектами ФОРЭМ, основанная на формировании и исполнении плановых и фактических схем платежей.

25. АТС – Администратор торговой системы - Некоммерческое партнерство “Администратор торговой системы оптового рынка электрической энергии Единой энергетической системы” НП “АТС”.

26. ОРЭ - Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности), определенный статьей 1 Федерального закона “О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации”.

27. Переходный период – Период времени до вступления в силу в полном объеме Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ “Об электроэнергетике”.

28. Правила оптового рынка электрической энергии (Мощности) переходного периода - Правила переходного периода утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года № 643 “О правилах переходного периода электрической энергии и(мощности) переходного периода”.

29. СО – Системный оператор – Открытое акционерное общество “Системный оператор” – ЦДУ ЕЭС России (ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС”), выполняющий функцию системного оператора Единой энергетической системы России.

30. Участник регулируемого сектора – участник, получивший право участвовать в отношениях, связанных с обращением электрической энергии и мощности в регулируемом секторе.

31. Участник сектора свободной торговли – участник, получивший право участвовать в отношениях, связанных с обращением электрической энергии и мощности в секторе свободной торговли, в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

32. ФСК – Федеральная сетевая компания – открытое акционерное общество (ОАО “ФСК ЕЭС”), являющееся организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью.

33. Стоимость начисленной товарной продукции – стоимость электроэнергии (мощности) Поставщика, начисленная исходя из тарифов, утвержденных ФЭК РФ и показателей баланса производства и поставок электроэнергии (мощности).

34. Стоимость распределенной товарной продукции – стоимость товарной продукции Поставщика, распределенной по покупателям электроэнергии.
1.5.2. Общая характеристика ФОРЭМ
Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ) - сфера услуг и купли-продажи электрической энергии и мощности, осуществляемой его субъектами в пределах ЕЭС России.

ФОРЭМ – это сфера обращения особого товара - электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, получивших статус субъектов оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка.

ФОРЭМ представляет собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в ЕЭС России.

Участниками ФОРЭМ являются организации независимо от организационно-правовой формы, получившие в установленном порядке право участвовать в процессе купли-продажи электрической энергии (мощности) на ФОРЭМ - поставщики электрической энергии и мощности (генерирующие компании) и покупатели электрической энергии и мощности (энергосбытовые организации, крупные потребители электроэнергии, гарантирующие поставщики).

Субъектами ФОРЭМ являются организации, осуществляющие куплю-продажу электроэнергии (мощности) и (или) предоставляющие услуги на ФОРЭМ.

К субъектам ФОРЭМ относятся:

  1. Поставщики электрической энергии (мощности) ФОРЭМ, включая электростанции федерального уровня или генерирующие компании (группы электростанций), акционерные общества энергетики и электрификации - АО-энерго, концерн “Росэнергоатом” и другие производители электроэнергии (мощности) ФОРЭМ;

  2. Покупатели электрической энергии (мощности) ФОРЭМ, включая АО-энерго, прямых покупателей - юридических лиц, имеющих право покупки электроэнергии с ФОРЭМ (оптовые покупатели-перепродавцы и конечные потребители).

Постановлением ФЭК РФ от 8 декабря 2000 г. № 72/5 для энергоемких организаций - потребителей электрической энергии (мощности) установлены следующие предельные минимальные технические ограничения для вывода их на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности):

- присоединенная мощность - 20 МВА;

- используемая мощность - 16 МВт (в месяц);

- годовое потребление электрической энергии - 100 млн. кВтч.

К субъектам, предоставляющим услуги на ФОРЭМ, относятся:

  1. системный оператор ФОРЭМ – ОАО “СО - ЦДУ ЕЭС России”, выполняющее свои функции совместно с ОДУ;

  2. оператор торговой системы ФОРЭМ – ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”;

  3. концерн “Росэнергоатом”.

Перечень субъектов ФОРЭМ ежегодно устанавливается Правительством Российской Федерации по предложению Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации.

За организацию купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке (торговой системы оптового рынка) отвечает специально созданное юридическое лицо – Некоммерческое партнерство “Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности”.

В течение переходного периода в рамках ценовой зоны переходного периода, определенной Правительством Российской Федерации, оптовая торговля электроэнергией (мощностью) на оптовом рынке осуществляется в двух секторах: секторе свободной торговли и регулируемом секторе (в рамках последнего также осуществляется купля-продажа отклонений между фактическим и запланированным производством (потреблением) электроэнергии).

Участниками сектора свободной торговли являются организации, соответствующие требованиям, предъявляемым к ним правилами оптового рынка переходного периода, заключившие договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и включенные после этого в Реестр субъектов оптового рынка. Получив статус субъекта оптового рынка – участника сектора свободной торговли, поставщик или покупатель электроэнергии (мощности) может стать участником регулируемого сектора на основании решения ФЭК России о включении его в Перечень коммерческих организаций – субъектов ФОРЭМ.

Тарифы на электрическую энергию (мощность), продаваемую и покупаемую на оптовом рынке устанавливаются Федеральной энергетической комиссией (ФЭК), которая осуществляет государственное регулирование в электроэнергетической отрасли.

Субъекты ФОРЭМ обеспечивают соблюдение технологических требований по надежному функционированию единой энергосистемы:

  1. Поддержание установленных нормативов качества электроэнергии (по частоте и напряжению) в нормальном режиме работы;

  2. Сохранение устойчивости параллельной работы (для высших уровней ФОРЭМ) и надежности электроснабжения потребителей в утяжеленных режимах, устранение аварийных нарушений, восстановление нормального режима;

  3. Быстрая ликвидация аварийного режима, предотвращение каскадного развития аварийных нарушений.


Схема управления ФОРЭМ


С 1 ноября 2003 года значительно изменились условия функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) в связи с выходом постановления Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 643, которым были утверждены “Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода”. Постановлением была определена ценовая зона оптового рынка электрической энергии (мощности) (“Европейская ценовая зона”), в которой субъектам электроэнергетики предоставлено право покупки/продажи электроэнергии по свободным ценам (при сохранении возможности покупки/продажи по регулируемым ценам). Субъекты регионов “Востока” и “Сибири”, не входящие в эту ценовую зону, покупали/продавали электроэнергию только по регулируемым ценам.

Поэтому, начиная с 01.11.2003, ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” осуществляло расчеты на оптовом рынке с учетом функционирования трех его секторов:

  1. сектора свободной торговли (ССТ);

  2. регулируемого сектора (РС);

  3. сектора отклонений (СО).

Направления финансовых потоков между субъектами ФОРЭМ осуществляются на основании плановой и фактической схем платежей за расчетный период (месяц).
Схема участников ФОРЭМ, заключивших договоры на поставку/покупку электроэнергии (мощности) и оказание услуг по состоянию на 01.01.03 г. приведена ниже.

Список организаций, по которым принято Постановление ФЭК России о выводе их на ФОРЭМ по состоянию на 01.01.04г., составляет 223 наименования. Если сравнить этот список со списком 2002года, то становится очевидна тенденция развития ФОРЭМ - список увеличился на 142 пункта. В него, в частности, вошли еще несколько организаций Пермской области, таких как: ОАО «Воткинская ГЭС», ОАО «Пермская ГРЭС», ОАО «Чусовской металлургический завод» и другие.




- поставка/покупка электроэнергии (мощности);

- оказание услуг на ФОРЭМ

СХЕМА

субъектов ФОРЭМ, заключивших договоры на поставку/покупку электроэнергии (мощности) и оказание услуг:


1.5.3. Нормативное регулирование ФОРЭМ



1. Федеральный закон от 14.04.1995 г. № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»;

2. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

3. Федеральный закон от 26.03.2003 № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»;

4. Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 года № 793 «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)»;

5. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 года № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»;

6. Постановление Правительства РФ от 2 апреля 2002 года № 226 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии»;

7. Постановление правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»;

8. Постановление ФЭК России от 02.10.2002 г. № 66-Э/4 «Об утверждении методики применения тарифов на электрическую энергию при оперативной дооптимизации режимов работы ЕЭС России»;

9. «Временные правила работы федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности)», утвержденные ФЭК России 01.07.1996 г.;

10. Постановление ФЭК России от 25.05.2000 г. № 28/5 «О согласовании временного порядка проведения торгов по продаже сверхплановой электрической энергии, вырабатываемой поставщиками – субъектами ФОРЭМ»;

11. Постановление ФЭК России от 07.09.2000 г. № 47/1 «Об утверждении Порядка вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций – потребителей»

12. Временные методические указания по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии и мощности (ФОРЭМ)», утвержденные Протоколом заседания Правления ФЭК России от 6 мая 1997 г. № 76;

13. Постановления ФЭК России, устанавливающие тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую/отпускаемую на Федеральный (обще-российский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) (в т.ч., постановления ФЭК России от 25.12.2002 № 98-Э/2 и № 98-э/3 – тарифы на 2003 г.; от 29.10.2003 № 89-э/1 и № 89-э/3 – тарифы на 2004 г.);

14. Постановление ФЭК России от 03 апреля 1998 г. № 15/2 «Об утверждении «Временного положения об основах формирования плановых балансов производства и поставок электрической (тепловой) энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России по субъектам оптового рынка»

15. Постановление ФЭК России от 21.01.2000 г. № 4/6 «Об утверждении Инструкции о порядке расчета стоимостного баланса федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) при установлении тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую с ФОРЭМ;

16. Постановление ФЭК России от 12.02.1999 № 5/1 «Об утверждении Положения о расчете размера абонентной платы РАО «ЕЭС России» за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России»; постановления ФЭК России об утверждении абонентной платы за услуги РАО «ЕЭС России» (в т.ч. от 25.12.2002 № 98-Э/4, от 25.06.2003 № 49-Э/3 , от 18.10.2003 № 84-Э/1 – с 01.01.2004)

17. Постановление ФЭК России от 12.05.2000 г. № 25/2 «О включении ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» в перечень коммерческих организаций – субъектов ФОРЭМ, тарифы на электроэнергию (размер платы за услуги) для которых устанавливаются ФЭК России»;

18. Постановление ФЭК России от 11.04.2001 г. № 22/9 «Об утверждении размера платы ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» за оказание услуг по обеспечению и развитию ФОРЭМ» - до ноября 2003 года.

19. Постановление ФЭК России от 18.10.2003 № 84-Э/1 «Об утверждении тарифа на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), оказываемые ЗАО «Центр договоров и расчетов федерального (общероссийского) оптового рынка электроэнергии (мощности)»;

1.5.4. Сравнительные показатели работы оптового

и потребительского рынков электрической энергии (мощности)

за 1998-2002 гг.



По сравнению с 1998 г. отпуск электроэнергии в сети ЕЭС РФ в 2002 г. увеличился на 9 %, доля ФОРЭМ осталась практически на прежнем уровне (табл. 1.3).

Таблица 1.3



1.5.5. Поставщики электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ


Сравнительные показатели поставок электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ в 1999-2002 г.г. и за 2003 год (табл. 1.4).

Таблица 1.4



Динамика фактических среднеотпускных тарифов по группам поставщиков электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ в 2000-2003 гг. (табл. 1.5).

Таблица 1.5



Тепловые электростанции

В 2003 г. тепловые электростанции поставили на ФОРЭМ 96 353 млн. кВтч на сумму 59 239 млн.руб. по среднеотпускному тарифу 512,34 руб./МВтч (табл. 1.6).

Таблица 1.6



Гидравлические электростанции

В 2002 году гидравлические электростанции поставили на ФОРЭМ 58 289 млн. кВт-ч на сумму 5 386 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 76,99руб./МВт-ч. В 2003 г. эта цифра составила уже 61 600 млн.кВтч на сумму 8 822 млн.руб. по среднеотпускному тарифу 119,35 руб./МВтч без НДС. Фактические среднеотпускные тарифы по ГЭС в 2003:

Объемы и стоимости электроэнергии, поставленной на внутренний рынок ФОРЭМ в 2002 -2003гг. (табл. 1.7).

Таблица 1.7

Поставщики

2002 год

2003 год

Сальдо-переток на внутр. рынке

Стоимость товарной продукции

Сальдо-переток на внутр. рынке

Стоимость товарной продукции

млн. кВтч

млн.руб. с НДС

млн. кВтч

млн.руб. с НДС

ГЭС, В т.ч.

55 493

5 040

57 815

8 311

Волжская ГЭС(г. Волжский)

11 705

854

11 290

1 585

Волжская ГЭС им. Ленина

9 512

1 141

9 349

1 701

Воткинская ГЭС

2 750

365

1 656

275

Зейская ГЭС

3 909

530

3 816

971

ОАО Зеленчукские ГЭС

173

35

189

142

Камская ГЭС

1 917

236

1 051

171

Каскад В.Вол. ГЭС

860

124

840

316

Нижегородская ГЭС

1 274

110

1 279

379

Саратовская ГЭС

5 792

704

5 775

967

Саяно-Шушенская ГЭС

17 208

774

21 773

1 530

ОАО Сулакэнерго

394

167

397

132




Атомные электростанции

В 2002 году АЭС и концерн «Росэнергоатом» поставили на ФОРЭМ 131 148 млн. кВт-ч на сумму 61 263 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 389,29 руб./МВтч, а в 2003 г. - 138 754 млн. кВтч на сумму 71 582 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 429,91 руб./МВтч.

Объемы и стоимости электроэнергии (мощности), поставленной на внутренний рынок (табл. 1.8).

Таблица 1.8

Поставщики

2002 г.

2003 г.

Сальдо-переток на внутреннем рынке

Стоимость товарной продукции

Сальдо-переток на внутреннем рынке

Стоимость товарной продукции

млн. кВт-ч

млн.руб. с НДС

млн. кВт-ч

млн.руб. с НДС

АЭС

130 193

60 957

138 044

71 173


Избыточные АО-энерго

В 2002 году избыточные АО-энерго поставили на ФОРЭМ 18 000 млн кВт-ч на сумму 6375 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 295,13 руб./МВт-ч. В 2003 г. эти цифры составили: 11 977 млн.кВтч на сумму 5 191 млн.руб. по среднеотпускному тарифу 361,16 руб./МВтч без НДС.

1.5.6. Покупатели электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ


В 2002 г. покупателям ФОРЭМ было отпущено 289,963 млрд. кВт-ч на общую сумму 116,52 млрд. руб., (в 2001 году 287,996 млрд. кВт-ч на сумму 94,554 млрд. руб.), в том числе:

• покупателям РФ – 275,747 млрд. кВт-ч по среднепокупному тарифу 335,67 руб./МВт-ч на сумму –111,072 млрд. руб. (в 2001 году 272,371 млрд. кВт-ч на сумму 90,467 млрд. руб.);

• на экспорт – 14,216 млрд. кВт-ч на сумму 5,45 млрд. руб. (в 2001 году 15,625 млрд. кВт-ч на сумму 4,087 млрд. руб.)

В 2003 г. показатели несколько изменились: покупателям было отпущено 303,5 млрд. кВт-ч на общую сумму 151,9 млрд.руб. с НДС, в том числе:

• покупателям РФ – 285,1 млрд. кВт-ч по среднепокупному тарифу 416,70 руб./МВт-ч (без НДС) на сумму – 142,6 млрд. руб. (с НДС);

• экспорт – 18,2 млрд. кВт-ч на сумму 9,3 млрд. руб. (с НДС).

При этом структура покупки на ФОРЭМ изменилась не значительно.
Динамика роста фактических среднепокупных тарифов для покупателей электроэнергии (мощности) ФОРЭМ РФ в разрезе ОЭС приведена в табл.1.9.

Таблица 1.9



1.5.7. Организация поставок электроэнергии по схеме

“Энергопул”



В связи с необходимостью совершенствования существующих механизмов торговли на оптовом рынке электрической энергии (мощности), обусловленной объективными предпосылками перехода к конкурентному рынку электроэнергии, в ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” совместно с ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС России” с марта 2002 года была организована торговля электроэнергией по схеме “Энергопул”.

В 2003 году ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” совместно с ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС России” была продолжена торговля электроэнергией по схеме “Энергопул”.

Схема “Энергопул” позволила в регулируемом секторе оптового рынка электрической энергии (мощности) отработать элементы конкурентной торговли путем применения гибких цен на электрическую энергию, уравновешивающих спрос и предложение. Кроме того, организация и проведение торговли электрической энергией по схеме “Энергопул” создала дополнительные возможности для улучшения финансового результата работы ФОРЭМ, внесла положительный вклад в обеспечение сбалансированности стоимости электрической энергии, поставляемой на ФОРЭМ и отпускаемой с него. В указанном пилотном проекте приняли участие поставщики (электростанции федерального уровня и избыточные АО-энерго) и покупатели (дефицитные АО-энерго) ФОРЭМ Европейской территории России, Сибири и Дальнего Востока.

  1   2   3


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации