Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

360

к увеличению маржинальной цены за счет вытеснения с рынка более эффективных агрега-

тов. В результате, увеличенная маржинальная цена становится рентабельной для данного

класса агрегатов. Это противоречит целям рынка – конкуренция, приводящая к снижению

цены за счет использования более эффективных и вытеснения с рынка менее эффектив-

ных агрегатов.

Во-вторых, асимптотическое приближение не означает равенство. По мере при-

ближения средней цены к маржинальной (достаточно длительный процесс с относительно

низкой для потребителя ценой электроэнергии) увеличивается вероятность отказа от ЦЗ

(ступени ЦЗ) отдельного агрегата. Отсюда ГК с экономически эффективными агрегатами

не будет доводить свою заявку до уровня предельной. В результате средняя цена всегда

будет меньше маржинальной, а в рассматриваемой ценовой зоне усиливается конкуренция

за право принятия ЦЗ.

В-третьих, для налоговых структур динамика изменения ЦЗ является индикатором

сверхприбыли ГК, поскольку минимальная ЦЗ априори является рентабельной.

Вывод. Идеология средней цены приемлема на всем диапазоне мощностей, но для

потребителя она наиболее значима в зоне максимальных нагрузок, где часть генерирую-

щих агрегатов выходит на максимальные мощности.

Список использованных источников

1. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнер-

гии: Пер. с англ. М.: Мир. 2006. 623 с.

2. Обоскалов В.П., Черных Ф.Ю. Стратегия производителя при формировании ценовой

заявки в условиях конкурентного рынка электроэнергии // Электричество. 2008. №7.

С. 12–16.

361

ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА В УСЛОВИЯХ

РАЗВИТИЯ РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

С.В. Кирилин

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Самарское РДУ,

СамГТУ

Данная работа посвящена различным аспектам обмена коммерческой информацией

на оптовом рынке. Основное внимание уделяется созданию интегрированной автоматизи-

рованной системы управления коммерческим учетом в масштабе региона или страны в

целом.

Управление системами коммерческого учета электроэнергии на региональном

уровне является одной из важнейших задач ОАО «Системный оператор Единой энергети-

ческой системы» и его Филиалов – РДУ (далее Системный оператор), так как это связано

с получением оперативной информации, используемой для управления режимами работы

энергосистемы, и повышением ее точности. Автоматизированные информационно изме-

рительные системы коммерческого учета энергоресурсов (АИИС КУЭ) в электроэнерге-

тике – это ключевое звено реализации единой системы измерения электроэнергии для

взаиморасчетов между участниками рынка электроэнергии с учетом ее реальных потерь,

инструмент повышения эффективности работы электроэнергетической отрасли.

Системный аспект учета состоит в его незаменимости для планирования, прогно-

зирования и оценки эффективности работы структур энергосистемы. С позиций производ-

ства современный учет служит для выявления, анализа и снижения производственных по-

терь. Нужен он и для регулирования режимов работы энергосистемы, и для выявления

безучетного потребления энергии. В целом же современный энергоучет необходим для

повышения эффективности работы энергосистем, снижения их издержек и себестоимости

электроэнергии, повышения конкуренции субъектов электроэнергетики в условиях демо-

нополизации рынка энергии.

Существующая централизованная иерархическая система оперативно-диспетчер-

ского управления является одним из существенных факторов обеспечения надежности и

должна быть сохранена в новых рыночных условиях, к тому же она как нельзя лучше под-

ходит для выполнения роли станового хребта при построении единой автоматизированной

системы коммерческого учета электроэнергии. Централизованная система оперативно-

диспетчерского управления поддерживает единство процесса в уникальной по сложности

и протяженности технологической схеме, компенсируя вносимое рынком разделение уча-

стников процесса. Однако методы диспетчерского управления до сих пор основаны на ад-

министративном подходе и административной ответственности. Этого уже недостаточно.

Безопасное, надежное и экономичное энергоснабжение во многом зависит от эф-

фективной и надежной системы сбора и передачи информации. В связи с развитием опто-

вого рынка электроэнергии и его отдельных сегментов, в том числе балансирующего рын-

ка и рынка системных услуг, повышаются требования к объемам и качеству передаваемой

информации. У автоматизированных систем контроля и управления в России большое бу-

дущее. И если сегодня мы говорим о повсеместном создании АИИС КУЭ и систем сбора и

передачи телеинформации, то с развитием рынка электроэнергии и мощности возникает

необходимость создания систем контроля качества электроэнергии, оценки участия элек-

тростанций в регулировании частоты. Развитие технологий диспетчерского управления

также выдвигает новые требования к автоматизированным системам. При этом необходи-

ма переработка обширного потока информации, в том числе поступающей в реальном

времени. И если системы телемеханики служат источниками информации для управления

режимом энергосистемы, то системы коммерческого учета электроэнергии – источниками

362

информации для проведения финансовых расчетов между участниками рынка за произве-

денную, переданную и потребленную электроэнергию. Таким образом, наличие и грамот-

ная эксплуатация систем телемеханики и АИИС КУЭ являются необходимыми условиями

надежной работы, как отдельных объектов электроэнергетики, так и ЕЭС России в целом.

Создание АИИС КУЭ с точки зрения экономики, безусловно, нельзя отнести к ка-

питаловложениям с целью увеличения дохода. По своей природе инвестиции в АИИС

можно отнести к вынужденным капиталовложениям. В нормативных правовых докумен-

тах и в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка упоминается об

обязательности наличия АИИС КУЭ. Однако мы рассмотрим подход, основанный на тео-

рии рисков. При использовании терминов «риск события», «риск аварии», «риск убытков»

и т.п. подразумевается произведение вероятности события на величину его последствия,

выраженную в единицах измерения (рубли, количество травмированных работников и т.п.).

Для конкретизации практического применения теории рисков необходимо оценить

детерминистскую и вероятностную составляющую риска, а также его стоимость, опреде-

ляемую как рыночными, так и внерыночными факторами.

Риск неопределенности результата измерения, или риск коммерческого учета, – эти

понятия вытекают из вероятностного характера измерений, характеризующихся той или

иной функцией распределения вероятности под влиянием случайных и не исключенных

систематических погрешностей. Для практического применения необходимо определить:

в чем состоит событие, вероятность события, стоимость последствий. Так, при выполне-

нии каких бы то ни было измерений, событие состоит в получении показания прибора

(математического ожидания) и его погрешности. Причем при прямых однократных изме-

рениях, к которым относится измерение приращения электроэнергии, неопределенность

полностью устанавливается показанием прибора при заданной погрешности ±Δ и ее дос-

товерной вероятности [1].

Таким образом, рискоопасное событие – это неопределенность результата измере-

ния, его вероятность – доверительная вероятность границ неисключенных систематиче-

ских погрешностей 

. Чем больше неопределенность, тем больше риск при той же самой

вероятности. За натуральный показатель риска можно взять отрезок (часть отрезка) чи-

словой оси между границами погрешностей 2Δ, выраженный в единицах физических ве-

личин, в нашем случае киловатт-часах (мегаватт-часах).

С физической точки зрения риск неопределенности результата измерения состоит в

возможности получения самого неточного «плохого» значения измеряемой величины,

принимаемой к учету, относительно ее истинного значения, которое оказывает негативное

влияние на финансовый результат субъекта измерений. Если в качестве учетной инфор-

мации принимается, как в случае коммерческого учета электроэнергии, середина интерва-

ла неопределенности 2Δ (при равномерном законе распределения), т.е. показание прибора

, то максимальный риск соответствует Δ. С точки зрения измерений в целях коммерче-

ского учета электроэнергии, последствия риска следует оценивать ее стоимостью, соот-

ветствующей объему риска в натуральном выражении, т.е. произведением неопределен-

ности на складывающуюся цену электроэнергии Ц



∆Ц

. (1)

Принимая во внимание особенности оценки риска неопределенности, логично не учиты-

вать доверительную вероятность погрешности измерений и записать формулу (1) в виде:

∆Ц

. (2)

Установка дополнительных технических средств измерений в целях коммерческого

учета электроэнергии или их модернизация с точки зрения повышения класса точности

представляет собой мероприятия по уменьшению риска неопределенности результата из-

363

мерений. При этом границы погрешности уменьшаются с ∆



до ∆



. Следовательно, эко-

номический эффект можно определить как

Э











∆



∆





. (3)

Законы распределения вероятностей погрешности в различных измерительных уст-

ройствах весьма разнообразны. Это создает трудность определения эффективного значе-

ния погрешности, которое бы однозначно характеризовало абсолютную величину интер-

вала неопределенности значения физической величины, остающуюся после данного пока-

зания. Определенность не вносится даже при задании доверительной вероятности, т.к.

любое произвольное значение интервала 2Δ, исходя из максимальной или среднеквадра-

тичной погрешности, просто заменяется произвольным назначением доверительной веро-

ятности. Подход к решению данного вопроса был определен еще К.Шенноном [3] в его

информационной теории, согласно которой количество информации, получаемой в ре-

зультате любого сообщения, равно убыли неопределенности, или энтропии,















⁄

, (4)

где  – разность энтропий до и после выполнения измерений. Исходная энтропия 







зависит только от распределения вероятности различных значений измеряемой величины

и не зависит от распределения вероятности погрешности. Неопределенность, остающаяся

после выполнения измерения, т.е. условная энтропия 





⁄

, равна энтропии распреде-

ления вероятностей погрешности.

Энтропия представляет собой своеобразный момент случайной величины с извест-

ной плотностью вероятности 







или математическое ожидание логарифма плотности

вероятности. Если принять в качестве основания логарифма число , то она имеет вид:









 







ln













. (5)

В целях подсчета информации в битах в (5) используется двоичный логарифм.

Энтропийное значение погрешности – это значение погрешности с равномерным

законом распределения, которое вносит такое же дезинформирующее действие, что и по-

грешность с данным законом распределения вероятностей. Если погрешность с произволь-

ным законом распределения вероятности имеет энтропию 





⁄

, то

эффективный интер-

вал неопределенности 2Δ, вне зависимости от вида закона распределения, будет равен:

2∆exp





⁄

, (6)

а энтропийное значение погрешности, определяемое как половина интервала неопреде-

ленности, будет равно:

∆

exp





⁄

, (7)

что однозначно позволяет определить риск коммерческого учета по выражению (2).

Зависимость между энтропийным и среднеквадратичным значением погрешности σ

может быть представлена как ∆σ, где  – коэффициент, подобный коэффициенту

формы, связывающему действующее и среднее значение электрического тока.

Коэффициент  зависит от вида закона распределения вероятности и называется

энтропийным коэффициентом данного закона. Наибольшей энтропией из всех законов

распределения вероятностей обладает нормальное распределение. Поэтому оно имеет

наибольший энтропийный коэффициент, равный 



π 2

⁄

2,07.

364

Энтропийный коэффициент равномерного распределения, характерного для по-

грешностей измерения приращения электроэнергии, имеет значение ∆ σ

⁄



√

3 

1,73.

Получение информации, в том числе измерительной, устраняет часть неопределен-

ности. Количество информации получается как разность неопределенности ситуации до и

после получения результатов измерений.

Если априорно известно, что истинное значение измеряемой физической величины

лежит в диапазоне







, 





, то плотность вероятности имеет вид



















После проведения измерений показание прибора –  с погрешностью ±Δ. При этом

интервал неопределенности сократится до 2Δ, а плотность распределения станет равной









1



2∆

⁄

, тогда из (4) и (5) следует, что количество полученной при измерении ин-

формации рассчитывается как

ln









2∆

На практике, при оценке неопределенности измерений в целях коммерческого уче-

та, в качестве интервала неопределенности можно брать границы неисключенных систе-

матических погрешностей, которые приводятся в методике выполнения измерений [2].

Данный инструментарий может служить средством обоснования инвестиций для

уменьшения риска неопределенности результатов измерений с вероятностными негатив-

ными последствиями для субъекта рынка, заключающимися в возможности ущерба от пе-

реплаты (потребитель) или недоплаты (поставщик).

Часто эффект от внедрения АИИС КУЭ для электросетевых компаний рассчитывают

по величине снижения потерь, обусловленного уменьшением «безучетного» потребления.

При учете потерь эффект от внедрения АИИС КУЭ необходимо определять как ре-

зультат сужения интервалов неопределенности, применяя теорию рисков к результатам

расчетов.

Экономический эффект от внедрения или модернизации измерительных систем

коммерческого учета электроэнергии может быть корректно определен с помощью прин-

ципа уменьшения риска неопределенности результатов измерений [2].

Создание систем коммерческого учета и систем диспетчерского управления на

единой измерительной основе позволит уменьшить неопределенность влияния фактора

рынка, исключить существующие разногласия в системах управления, поможет Систем-

ному

оператору точнее ориентироваться в новых условиях, повысит надежность систем

диспетчерского управления.

Список использованных источников

1. Новицкий П.В. Основы информационной теории измерительных устройств. Л.: Энер-

гия, 1968. с. 269.

2. Осика Л.К. Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и

организация деятельности: производств.-практ.пособие. М.: Издательство НЦ ЭНАС,

2007. 192 с. .

3. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. М.: Издательство иностран-

ной литературы, 1963. 248 с.

365

ВОЗМОЖНОСТИ СНИЖЕНИЯ ДЕНЕЖНЫХ ЗАТРАТ

В ЗАВИСИМОСТИ ОТ СУЩЕСТВУЮЩИХ СПОСОБОВ

ПОКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Е.Ю. Юрченко, А.В. Стамболиев

ЮУрГУ

К концу 2011 года в России должна произойти полная либерализация рынка элек-

троэнергии и мощности (РЭМ) и отказ от регулируемых договоров. В этом случае цены на

электрическую энергию (ЭЭ) отпустят «в свободное плавание», которое сейчас, отчасти,

сдерживается установленными государством тарифами. Это, вероятно, приведет к росту

цен на нее. Таким образом, к моменту окончания периода реформирования электроэнерге-

тики произойдет переход к полностью конкурентному оптовому рынку, что предусмотре-

но законодательством Российской Федерации об электроэнергетике [1, 2].

Для контроля возможных колебаний стоимости ЭЭ руководителям промышленных

предприятий необходимо рассмотреть возможные варианты ее покупки, обеспечивающие

минимальные денежные затраты: либо у гарантирующего поставщика (ГП), либо у энер-

госбытовых компаний (ЭСК

), которые могут быть независимыми или созданными для

собственного электроснабжения. Сравнительная характеристика поставщиков представ-

лена в таблице 1.

ГП – это участник оптового и розничного рынков электрической энергии, который

обязан заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем, расположенным

в границах зоны его деятельности. Заключая договор с ГП, предприятие может не иметь

автоматизированной

системы контроля и учета электроэнергии и мощности, не составлять

графики почасового электропотребления и в доступной форме знакомиться с отчетной до-

кументацией. Потребитель должен оплатить сбытовую надбавку за каждую единицу по-

требленной ЭЭ. Размер сбытовой надбавки ГП рассчитывается исходя из необходимости

компенсации ГП расходов, связанных с поставкой ЭЭ потребителям и обеспечением эко-

номически обоснованной прибыли.

В случае покупки ЭЭ у ЭСК необходимы четко обоснованные положения в догово-

ре, на основании которых будет осуществляться координирование и контролирование за-

купочных цен.

В качестве критерия, на основании которого проводится экономическая оценка то-

го или иного варианта покупки ЭЭ, принимается размер сбытовой надбавки ГП (показа-

тель А, руб./МВт·ч). Она зависит от объемов планового электропотребления предприятия

в текущем году (показатель Б, МВт·ч) и сбытовых затрат предприятия (показатель В, руб.),

включающих расходы на контроль и снятие показаний с приборов учета, установку и экс-

плуатацию указанных приборов, организацию и содержание систем учета и обработку

данных, ведение договорной работы, а также работы по сопровождению/выполнению рег-

ламентных процедур оптового рынка. Покупка ЭЭ у ЭСК будет целесообразна, если сбы-

товые затраты предприятия не превышают установленную сбытовую надбавку ГП:

АВБ

⁄

, (1)

На основании полученных от действующих ЭСК данных по Челябинской области

минимальные годовые постоянные затраты на энергосбытовую деятельностью составляют

5,6 млн. рублей и могут варьироваться в интервале ±10 % от указанной суммы. Сбытовая

надбавка ГП, утвержденная на 2010 г., составляет 90,35 руб./МВт·ч без НДС [3]. В этом

случае переход к электроснабжению от ЭСК целесообразен при минимальном объеме

электропотребления от 57000 МВт·ч в год. Данный объем электропотребления может со-

366

ответствовать как одному потребителю, так и консолидированному потребителю, вклю-

чающему в себя несколько промышленных предприятий, имеющих разного собственника,

но решившихся создать единую службу оптового рынка, либо несколько промышленных

предприятий, входящих в один промышленный холдинг. В обоих случаях предприятия

могут быть расположены в разных регионах.

Таблица 1 – Сравнительная характеристика поставщиков ЭЭ и мощности

Показатель Гарантирующий поставщик Энергосбытовая компания

Реализация

Сложный, но единый для всех ГП

каждого субъекта РФ механизм

трансляции закупочный цен ЭЭ на

оптовом рынке в цены реализации

ЭЭ на розничном рынке.

Механизм трансляции закупочных

цен ЭЭ на оптовом рынке в цены

реализации ЭЭ на розничном рын-

ке устанавливается договорными

условиями. Потребитель может

ознакомиться со всеми закупоч-

ными реестрами затрат и устано-

вить такой механизм трансляции,

по которому будет просто контро-

лировать.

Технический

Покупка ЭЭ у ГП возможна без

создания дорогих систем автомати-

зированного учета и передачи дан-

ных. Нет необходимости тщатель-

ного почасового планирования по-

требления ЭЭ и соблюдения такого

плана.

Обязательно создание автоматизи-

рованной системы учета и переда-

чи данных. Обязательно почасовое

планирование потребления ЭЭ.

Отчетность

ГП публично, в доступной для каж-

дого форме, публикует финансовый

отчет, в том числе бухгалтерский

баланс.

Для потребителей четко описаны

правила введения частичного или

полного ограничения режима по-

требления ЭЭ, в том числе, для

предотвращения или ликвидации

аварий.

ЭСК действует по договорным та-

рифам, не имеет обязательств в

раскрытии финансовой отчетности.

Потребитель имеет аналогичные

права на получения качественных

услуг, что и у ГП.

Управление

С момента полной либерализации электроэнергетики (с 2011 г.) феде-

ральный орган исполнительной власти Российской Федерации, уполно-

моченный осуществлять правовое регулирование в сфере государствен-

ного регулирования цен (Федеральная служба по тарифам), перестает ус-

танавливать тарифы на ЭЭ, за исключением услуг на передачу ЭЭ, где

сохранится полное государственное регулирование.

Из-за дезинтеграции энергетики (обособление сфер генерации, сбыта,

транспортировки и распределения ЭЭ) для осуществления контроля над

процессом потребления ЭЭ, создан 100 % государственный надзорный

орган – Системный Оператор. Указания Системного Оператора могут

иметь как рекомендательный, так и директивный характер, за не выпол-

нения которых следует прекращение электроснабжения.

При заключении договора с ЭСК затраты предприятий на покупку ЭЭ и мощности

будут во многом зависеть от деятельности ЭСК на ОРЭМ, точности планирования элек-

тропотребления и соблюдения графиков платежей.

367

Особенностью покупки ЭЭ и мощности на ОРЭМ является обязательная оплата

объема ЭЭ большего, чем зафиксировано электросчетчиком, на величину потерь (коэф-

фициент увеличения – 1,03), а также обязательная оплата объема мощности большего, чем

зафиксировано электросчетчиком, на величину резерва (коэффициент увеличения в зим-

ние месяцы – 1,6, коэффициент увеличения в летние месяцы – 1,2).

Расчеты за покупную мощность устроены таким образом, что существует так

называемая предварительная цена мощности на бирже, рассчитанная в соответствии

с прогнозным балансом, утвержденным на год. Непосредственно после каждого прошед-

шего месяца определяется фактическая средневзвешенная цена мощности (цена ОРЭМ),

которая выше биржевой и по которой приобретают мощность ЭСК / ГП, не участвую-

щие в биржевых торгах. Биржевая покупка возможна только до месяца фактической по-

купки (месяц фактического потребления). Если биржевая покупка не состоялась, либо со-

стоялась, но не на весь объем фактической покупки мощности, то мощность в полном или

в недостающем объеме оплачивается по ценам ОРЭМ в соответствии с рисунком 1.

Рисунок 1 – Сравнение стоимости мощности на Бирже

и на ОРЭМ, руб./МВт·мес

Для качественной оценки торговой деятельности предприятия на рынке введен по-

казатель , определяющий долю купленной мощности на бирже от полного объема по-

купки:





⁄

, (2)

где 

– объем купленной мощности на Бирже; 

– объем необходимой мощности.

Показатель  может принимать значения от 0 до 1. Затраты на покупку мощности

будут минимальны при ее покупке на Бирже, когда 1 (таблица 2).

Действующий механизм функционирования ОРЭМ предусматривает возможность

покупки ЭЭ в секторе рынка на сутки вперед (РСВ) на объемы заявленного почасового

плана и в секторе балансирующего рынка (БР) на объемы фактического отклонения от за-

явленного почасового плана. Вне зависимости фактического отклонения от заявленного

368

почасового плана в сторону продажи излишних или покупки недостающих объемов, ито-

говый тариф покупки в секторе БР всегда выше, чем в секторе РСВ на 10–20 %.

В качестве обобщенного показателя покупки ЭЭ в секторе расчетов по ценам РСВ

и БР принимается показатель , определяющий долю купленной ЭЭ на РСВ от полного

объема необходимой ЭЭ:



РСВ



ЭЭ

⁄

, (3)

где 

РСВ

– объем купленной ЭЭ на РСВ; 

ЭЭ

– объем необходимой ЭЭ.

Показатель  может принимать значения от 0 до 1. Затраты предприятия будут ми-

нимальны при составлении наиболее точных прогнозов электропотребления и покупке ЭЭ

на РСВ. В этом случае  будет стремиться к 1 (таблица 2).

Таблица 2 – Показатели экономической оценки покупки ЭЭ и мощности

Показатель

Обозна-

чение

Краткое

описание

Диапазон

изменения, в

общем случае

Причины/следствия

граничных значений

0 +1

Торговая дея-

тельность на

бирже



Позволяет поку-

пать мощность

дешевле

[0; +1]

Покупка мощно-

сти по ценам

ОРЭМ (дороже на

40 % от Биржи)

Покупка мощно-

сти по ценам

Биржи (дешевле

на 40 % от ОРЭМ)

Эффективность

покупки в сек-

торе РСВ



Позволяет поку-

пать ЭЭ дешевле

[0; +1]

Покупка ЭЭ в сек-

торе БР (дороже

на 10–20 % от

сектора РСВ)

Покупка ЭЭ в сек-

торе РСВ (дешев-

ле на 10–20 % от

сектора БР)

Соблюдение

графика пла-

тежей



Точность плани-

рования покупки

ЭЭ и мощности

[0; +1]

Несоблюдение

графика платежей

более 2-х расчет-

ных периодов.

Лишение статуса

субъекта ОРЭ

Отсутствие

штрафных пени.

Сохранение ста-

туса ОРЭМ

Несоблюдение графика платежей за ЭЭ и мощность ведет к безакцептному списа-

нию штрафных пени с расчетного счета участника ОРЭМ. В том случае, когда размер

штрафных платежей сравняется с размером фактической стоимости покупки ЭЭ и мощно-

сти, субъект ОРЭМ лишается возможности осуществлять покупку на ОРЭМ. Введем по-

казатель , определяющий на сколько вырастут затраты предприятия при несоблюдении

графика платежей:

1 





ЭЭиМ

, (4)

где  – размер штрафных платежей; 

ЭЭиМ

– стоимость фактической покупки ЭЭ и мощ-

ности.

Показатель  может принимать значения от 0 до 1. Чем точнее будет составлена за-

явка на необходимые объемы ЭЭ и мощности, тем ближе показатель  будет к 1, а затраты

предприятия на покупку будут снижаться (таблица 2).

Таким образом, для минимизации полных затрат на покупку ЭЭ и мощности руко-

водителям промышленных предприятий необходимо приблизить каждый показатель к 1.

Из-за специфики работы предприятия (характера нагрузки, объемов электропотребления)

это не всегда удается. На основании собранных статистических данных был оценен каж-

дый показатель (таблица 3). На примере предприятий № 2 и № 4 с примерно одинаковым

объемом электропотребления, но с разным характером графика нагрузки, установлено,

что чем точнее будет описан механизм работы предприятия, тем выше каждый показатель

и меньше полные затраты. Увеличение стоимости продукта, связанное с увеличение стои-

369

мости ЭЭ, – одна из причин снижения спроса, и, как следствие, нестабильности финансо-

вого положения промышленного предприятия.

Таблица 3 – Показатели оценки экономичности работы предприятия

Описание Электропотребление

Характер

нагрузки

Показатели

  

1. Крупное промыш-

ленное предпри-

ятие

Около 1 млн.кВт·ч

в год

Резко переменный 0.68 0.70 0.95

2. Среднее промыш-

ленное предпри-

ятие

Около 0,5 млн.кВт·ч

в год

Ступенчатый 0.66 0.96 0.95

3. Малое промыш-

ленное предпри-

ятие

До 0,3 млн.кВт·ч

в год

Периодический 0.65 0.90 0.80

4. Добывающее

промышленное

предприятие

Около 0,5 млн.кВт·ч

в год

Непредсказуемый 0.20 0.65 0.90

Проводимое в настоящее время реформирование электроэнергетики направлено на

повышение конкурентоспособности участников рынка. Эффективное снижение затрат на

покупку ЭЭ и мощности возможно только при понимании механизмов финансовых расче-

тов на оптовом рынке. Для этого необходимо разработать стратегию снижения издержек

как в технической части (процесс производства и потребления ЭЭ), так и в экономической

(контроль и координирование процесса покупки ЭЭ).

Список использованных источников

1. О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода:

Постановление правительства РФ № 643 от 24.10.2003.

2. Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии

в переходный период реформирования электроэнергетики: Постановление правитель-

ства РФ № 530 от 31.08.2006.

3. Об утверждении сбытовой надбавки для ОАО «Челябэнергосбыт» на 2010 г.: Поста-

новление Государственного комитета «Единый тарифный орган Челябинской области»

№ 49/11 от 25 декабря 2009 г.