Разработка системы дифференцированных тарифов для повышения эффективности региональной электроэнергетики

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 05.14.01
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2001
  • Место защиты: Нижний Новгород
  • Количество страниц: 204 с.
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Разработка системы дифференцированных тарифов для повышения эффективности региональной электроэнергетики
Оглавление Разработка системы дифференцированных тарифов для повышения эффективности региональной электроэнергетики
Содержание Разработка системы дифференцированных тарифов для повышения эффективности региональной электроэнергетики
Оглавление
Введение
Глава 1. Анализ рыночных структур в электроэнергетике
1.1. Особенности электроэнергетических рынков
1.2. Оптовый и региональный рынки электроэнергии и мощности
1.3. Рыночные преобразования в мировой электроэнергетике
1.4. Управление электропотреблением как рыночный фактор повышения эффективности электроэнергетики
1.5. Краткие выводы по главе
Глава 2. Совершенствование тарифных систем
2.1 Требования к розничным тарифным системам в рыночных условиях
2.2. Критический анализ практики отечественного тарифообразования
2.3. Краткий обзор розничных зарубежных тарифных систем
2.4. Совершенствование существующей Российской тарифной системы
2.5. Краткие выводы по главе
Глава 3. Исследование неравномерности графиков нагрузки региональной ЭЭС при формировании дифференцированного тарифа
3.1. Постановка задачи исследования графиков нагрузки региональной ЭЭС
3.2. Исследование аспектов временной неравномерности графиков нагрузки ЭЭС
3.3. Формирование подходов к определению суточных зон графика нагрузки ЭЭС с учетом недельной и сезонной неравномерности
3.4. Исследование неравномерности основных составляющих отпуска электроэнергии в сеть дефицитной региональной ЭЭС
3.5. Краткие выводы по главе
Глава 4. Разработка модели базового, дифференцированного по зонам суток и диапазонам напряжений, розничного тарифа
4.1. Методическая основа расчета базового одноставочного зонного тарифа на электроэнергию
4.2. Принципы пересчета исходного тарифа потребителя
в эквивалентный одноставочный зонный тариф
4.3. Анализ составляющих эффекта потребителя и энергосистемы от введения дифференцированных по зонам суток тарифов на электроэнергию на потребительском рынке
4.4. Краткие выводы по главе
Глава 5. Анализ результатов расчета ставок дифференцированного тарифа для потребителей региона
5.1. Исходная информация для модели расчета базового одноставочного зонного тарифа
5.2. Оценка зонных значений топливной составляющей себестоимости выработки электроэнергии на ТЭС АО-энерго
5.3. Расчет базового одноставочного, дифференцированного по зонам суток и диапазонам напряжений, тарифа на электроэнергию
5.4. Расчет зонных ставок для потребителей региона по принципам пересчета исходного тарифа в эквивалентный одноставочный зонный тариф
5.5. Анализ результатов расчета зонных ставок для потребителей регионального АО-энерго
5.6. Краткие выводы по главе
Заключение
Библиографический список использованной литературы
Приложения
Документы, подтверждающие внедрение и использование
полученных результатов

Введение
В условиях перехода электроэнергетики России к рыночным отношениям, обусловленного коренными изменениями в экономике государства, особую актуальность приобрела проблема экономического стимулирования потребителей к регулированию режимов электропотребления (ЭП) в интересах субъектов электроэнергетической отрасли (ЭО). Создание и совершенствование механизмов такого стимулирования необходимо для обеспечения живучести, надежности и экономичности электроэнергетических систем (ЭЭС), т.е. напрямую связано с энергетической и экономической безопасностью государства. Одним из аспектов этой проблемы является разработка систем тарифов на электроэнергию, дифференцированных по зонам суточного графика нагрузки (ГН) ЭЭС и диапазонам напряжений электроснабжения (ЭС) потребителей.
Анализ литературных источников, директивных и нормативных документов, относящихся к становлению и развитию рыночных отношений в электроэнергетике [4,8,10,13,22,24,27,29-31,36,38-41,46-48,50,55,65,72-76,78,79,83-85,90,91,100,103], управлению ЭП [19,21,42,53,54,56,57,70,88,96,104], анализу тарифных систем [1-3,5,6,9,11,12,26,28,32,37,42,45,49,52,69,71,86,99,101], методикам расчета тарифов на электроэнергию [14-16,25,35,44,51,92,94] показал, что в настоящее время недостаточно проработаны методические вопросы оценки реальных численных значений и соотношений тарифных ставок, распределения экономического эффекта регулирования режимов ЭП между субъектами рыночных отношений в отрасли. Ключевым вопросом является обеспечение взаимной заинтересованности региональных энергокомпаний (ЭК) и потребителей во введении дифференцированных по зонам суток тарифов на потребительском рынке. Существующие методики решают частные задачи пересчета исходных тарифов для конкретных потребителей электроэнергии в эквивалентные, дифференцированные по зонам суток, виды тарифа. Практически отсутствуют методики формирования базовых для ЭЭС тарифных систем, дифференцированных по зонам суток и диапазонам напряжений. Без решения этих вопросов невозможна эффективная работа всего энергетического комплекса, поэтому тема диссертации является актуальной. Неопределенность в источниках

3) Переоценка бизнеса. Предполагается, что запуск конкурентного рынка позволит произвести оценку реальной стоимости ЭК, разработать РАО ЕЭС оптимальную стратегию и технологии привлечения в них инвестиций.
4) Привлечение инвестиций в холдинг РАО ЕЭС. Предполагаются новые эмиссии акций ЭК, продажа пакетов принадлежащих РАО ЕЭС акций ЭК (с потерей влияния).
5) Реструктуризация головной компании. Предполагается специализация РАО ЕЭС в области сетевых и системных услуг.
Отметим, что при реструктуризации по намеченным этапам государство сохранит контроль над СК. В то же время оно будет терять его над ГЭК и РРК, которые окажутся под частным, в том числе иностранным влиянием. ПКР не содержит сведений об ограничении иностранного участия в структуре собственности ЭК отрасли, что вызывает серьезные опасения.
В качестве основных отмечаются следующие условия реализации процесса реструктуризации: 1) установление тарифов на уровне, обеспечивающем расширенное воспроизводство; 2) дерегулирование рынка на фоне существующего избытка мощностей; 3) развитие АСКУЭ; 4) обеспечение энергетической безопасности в переходный период. Отметим, что указанные условия являются самостоятельными задачами, требующими целенаправленного решения.
Обобщая содержание ПКР, ПМР можно отметить, что некоторые проблемы реформирования и организации рынка а) не отражены: учет потерь в основной сети в механизме ценообразования ОРЭМ, формирование распределительного тарифа; б) недостаточно проработаны: обеспечение независимости ОР, политика в отношении реформирования ТЭЦ, формирование сетевого тарифа, механизм оплаты услуг СО, АТС.
Кроме того, указанные проекты содержат спорные положения, например о надзоре АТС над СО, не в полной мере согласуются друг с другом.
На основании рассмотренных документов можно отметить, что в электроэнергетике страны намечено создание рынков электроэнергии и услуг, основанных на конкуренции и рыночных механизмах ценообразования; проектируются системы торговых отношений, обеспечивающих коммерчески непротиворечивое и технически реализуемое существование конкурентного рынка. В то

Рекомендуемые диссертации данного раздела