WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 17 | 18 || 20 | 21 |   ...   | 22 |

были все ОЭС, кроме ОЭС Центра и Северного Кавказа, которые являлись дефицитными. Из табл. 1 и 2 видно, что в рассматриваемом промежутке времени потребление и производство электроэнергии росли. Согласно «Сценарному прогнозу внешних условий развития электроэнергетики на 2005– 2009 гг.», подготовленному РАО «ЕЭС России» в последующем пятилетии будет изменяться территориальная структура электропотребления. В данный период прогнозируется увеличение доли ОЭС Северо-Запада, Центра и Северного Кавказа при сокращении доли ОЭС Урала. Анализ, проведенный РАО «ЕЭС России», показал, что при сохранении существующих пропускных способностей межсистемных связей, уже к 2006 г.

в России прогнозируется нехватка производственных мощностей для удовлетворения спроса на электроэнергию. Большая часть неудовлетворенного спроса, согласно построенным прогнозам, приходится на ОЭС Центра. В описанных условиях задача эффективного ценообразования производства и передачи электроэнергии в электросети стоит особенно остро. В данной работе делается попытка рассчитать эффективные цены для сети, имитирующей электросеть России.

В настоящее время передача энергии по магистральным линиям осуществляется по фиксированным тарифам. По данным ОАО «ФСК ЕЭС России», плата за услуги по передаче электрической энергии по единой национальной электрической сети для всех плательщиков, за исключением ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Башкирэнерго», ОАО «Татэнерго» и ОАО 4. Проблемы развития отдельных секторов российской экономики «Дагэнерго», на 2003 г. была утверждена в размере 31,35 руб./МВтч. Для субъектов энергетического рынка, составляющих исключение, плата за передачу энергии установлена ниже общенационального уровня, поскольку они содержат на балансе магистральные линии электропередач и объекты сетевого хозяйства, отнесенные к ЭНЕС, и самостоятельно осуществляют их эксплуатацию. Плата данных АО-энерго за передачу электричества по энергосети составляет:

а) для ОАО «Иркутскэнерго» – 0,05 руб./МВтч;

б) для ОАО «Башкирэнерго» – 1,10 руб./МВтч;

в) для ОАО «Татэнерго» – 20,83 руб./МВтч;

г) для ОАО «Дагэнерго» – 22,47 руб./МВтч.

Оплата услуг ОАО «ФСК ЕЭС» по передаче электрической энергии по ЕНЭС осуществляется плательщиками абонентской платы за услуги ОАО РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развития Единой энергетической системы России. Размер оплаты транспортировки электричества в некоторый период года определяется исходя из объема отпуска электрической энергии потребителям за соответствующий период года, предшествующий рассматриваемому.

Данные по тарифам на передачу электроэнергии по магистральной электросети страны говорят о том, что в России используется упрощенная модель тарификации транспортировки энергии, основанная только на объемах передаваемого электричества и не принимающая во внимание альтернативные издержки, связанные с физическими свойствами электрического тока. Из теоретического обзора моделей транспортировки электричества ясно, что данная модель обладает рядом недостатков и сильно снижает эффективность использования энергоресурсов.

Щербакова Е.Ю.

Из описанных выше данных и прогнозов РАО «ЕЭС России» видно, что в последующем пятилетии при существующих пропускных способностях межсистемных связей вероятно возникновение нехватки производственных мощностей для удовлетворения спроса на электроэнергию. В данных условиях очень важна задача эффективного перераспределения ресурсов по энергосистеме. Целью данного исследования является построение модели эффективного ценообразования в узлах российской электрической сети. Для решения данной задачи были выдвинуты и проверены следующие гипотезы:

1. Гипотеза о том, что переход к модели торговли правами на передачу электроэнергии приведет к росту эффективности использования энергоресурсов в российских условиях.

Для проверки данной гипотезы строилась модель постоянного тока для сети, имитирующей энергосистему России, и в рамках данной модели вычислялись эффективные узловые цены и цены на передачу электроэнергии. Ожидалось, что суммарный общественный выигрыш от пользования энергоресурсами должен вырасти при переходе к новой модели ценообразования.

2. Гипотеза о том, что переход к модели торговли правами на передачу электроэнергии приведет к значительному изменению относительных цен на передачу электричества по различным участкам энергосети.

Ожидалось, что переход в России к модели торговли правами на передачу электричества приведет к сильному изменению цен: увеличению цен на передачу энергии по одним участкам сети и снижению цен на передачу энергии по другим участкам.

Основной задачей данной работы было построение модели эффективного ценообразования применительно к электрической энергосистеме России. Для решения этой задачи была 4. Проблемы развития отдельных секторов российской экономики проведена калибровка модели сети, имитирующей российскую электрическую систему с выделением только крупных энергозон и без учета перераспределения энергии внутри энергозон.

Для исследования распределения мощности электричества по сети применялась модель постоянного тока. Данная модель учитывает экстерналии, возникающие в электрической сети при передаче энергии между некоторыми двумя узлами.

Применяемая модель заключалась в максимизации общественного выигрыша от пользования энергосистемой при наличии ряда ограничений. Рассматривались совокупные спрос и предложение в отдельных узлах электросети и максимизировалась сумма излишков потребителей за вычетом издержек производителей в каждом узле путем вариации производства, потребления и передачи электричества в различных узлах электрической системы. Таким образом, решалась многопараметрическая максимизационная задача. При этом накладывались следующие ограничения (тепловые потери не рассматривались):

1. Ограничение на пропускную способность межсистемных связей. Так, например, учитывалось, что между ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра не может быть передано больше 1,5 ГВт электрической энергии. Превышение данных ограничений может привести к авариям в электросетях.

2. Энергетический баланс. Суммарное вливание энергии в систему должно равняться суммарному изъятию энергии из системы плюс тепловые потери.

Для максимизации общественного выигрыша нужно было оценить совокупные спрос и предложение электроэнергии во всех узлах электрической сети. Поскольку в России нет конкурентного рынка электроэнергии, и даже данные по квазирынку ФОРЭМ находятся в ограниченном доступе, в данной работе Щербакова Е.Ю.

использовались оценки эластичностей спроса и предложения, полученные косвенными методами. Институт энергетических исследований Российской академии наук оценивает эластичность спроса на электроэнергию по цене в России в диапазоне от 0,16 до 0, 26. С использованием данных по величине и тарифам на электроэнергию в энергозонах России в 2004 г. были построены линейные кривые спроса для двух значений эластичности – 0,16 и 0, 26.

Для оценки эластичности предложения электроэнергии в узлах электрической сети использовалясь усредненная по России кривая предложения, построенная на основе ежечасовых данных по рынку ФОРЭМ. Для того, чтобы оценить функции предложения в энергозонах, использовались линейные участки усредненной по России кривой предложения в точках, соответствующих выпуску электричества в 2004 г. в рассматриваемой энергозоне.

Результаты расчетов эффективных цен на электроэнергию, цен на передачу энергии между узлами электросети, генерацию электричества в узлах и потоки энергии по линиям электропередач, полученные в модели торговли правами на передачу электроэнергии, интересно сравнить с соответствующими данными по электроэнергетической отрасли в России в 2004 г.

(см. рис. 1) Основные показатели функционирования российской электроэнергетической отрасли в 2004 г. приведены в табл. 3.

4. Проблемы развития отдельных секторов российской экономики Таблица Узловые цены и величина генерации для электросети России в 2004 г.

Узловые цены Среднегодовая мощность электроэнергии, коп/кВтч генерации, МВт ОЭС Северо-Запада 90.0 ОЭС Центра 98.0 ОЭС Средней Волги 86.0 ОЭС Урала 77.0 ОЭС Сибири 48.0 Источник: РАО «ЕЭС России».

Рис. 1. Тарификация передачи электричества по энергосети Щербакова Е.Ю.

Из обзора работ, посвященных теоретическому и эмпирическому анализу моделей передачи электричества по энергосистеме, ясно, что в связи с возникновением экстерналий при транспортировке электроэнергии между некоторыми двумя узлами энергосистемы нельзя использовать упрощенную модель тарификации передачи электричества, основанную только на объемах переносимой энергии и дистанции передачи. Упрощенная модель приводит к неправильному распределению стимулов между участниками рынка и неэффективному использованию энергоресурсов. В качестве альтернативы предлагается использовать либо модель Чао-Пека, либо модель Хогана.

В данном исследовании построена модель торговли правами на передачу электроэнергии для сети, имитирующей энергетическую систему России. Как и следовало ожидать, в данной сети при переходе от действующей системы ценообразования к модели торговли правами на передачу электричества структура цен транспортировки и производства энергии в узлах резко меняется.

Значительно изменяется генерация электричества в узлах энергосистемы: на Средней Волге и Сибири снижается на величину порядка 10%, на Урале и Северном Кавказе повышается на величину порядка 10%. Генерация в Центре снижается приблизительно на 1/3. Значительно изменяются цены на передачу электричества по электросети. Вместо действующего в настоящее время ценообразования получаемые в модели торговли правами на передачу энергии оптимальные тарифы сильно отличаются от энергозоны к энергозоне: среднеквадратичное отклонение тарифов составляет около 100% от среднего значения тарифов. В то же время эффективные узловые цены, полученные при расчетах модели, не сильно отличаются от действующих в настоящее время узловых цен.

4. Проблемы развития отдельных секторов российской экономики Результаты расчетов показывают, что в оптимальной точке модели прав на передачу электроэнергии возможности всех линий электропередач полностью задействованы. Это говорит о том, что все ограничения на передачу энергии между энергозонами России являются связывающими и вносят ненулевой вклад в узловые цены. При тарификации передачи дополнительного мегаватта энергии по любой из линий электропередач должны учитываться альтернативные издержки, связанные с достижением пределов ограничений на передачу и невозможностью передавать дополнительную энергию из других узлов.

При переходе от действующей в настоящее время системы ценообразования к модели торговли правами на передачу электричества, структура цен резко изменяется. Меньше действующих цен на передачу энергии оказываются только цены на передачу по линии Северо-Запад–Центр. Цены на передачу по линиям Центр–Волга и Волга–Урал превышают соответствующие действующие значения приблизительно в 3 раза. Наибольшей оказывается цена передачи по линии Урал–Сибирь, она превышает соответствующее действующее значение приблизительно в 10 раз. Это связано с тем, что Сибирь имеет относительное преимущество перед остальными регионами и генерирует электричество с наименьшими издержками. Если бы линии электропередач могли переносить энергию бесконечно большой мощности, то оптимальным было бы производство электроэнергии только в Сибири и поставка ее во все остальные регионы. Однако из-за наличия ограничений на передачу электричества цена на передачу должна устанавливаться таким образом, что при полной загрузке линий передач экономическим агентам было безразличными производство энергии, например, в Центре, и производство энергии в Сибири и последующая ее доставка в Центр.

Щербакова Е.Ю.

Список литературы 1. Brennan T. J., K. L. Palmer, S. A. Martinez, (2002) “Alternating Currents: electricity markets and public policy”, Library of Congress Cataloging-in-Publication Data.

2. Borenstein S., Bushnell J., Stoft S., “The Competitive Effects of Transmission Capacity in a Deregulated Electricity Industry”, NBER Working Paper No. 6293.

3. Hogan W. W., “Contract Networks for Electric Power Transmission” // Journal of Regulatory Economics, Vol. 4, No. 3, pp.

211–242, 1992.

4. Hsu M. “An introduction to the pricing of electric power transmission”// Utilities Policy, Vol. 6, No. 3, pp. 257–270, 1997.

5. Cadwalader M. D., Haevey S. M., Pope S. L., Hogan W. W., “Market Coordination of Transmission Loading Relief Across Multiple Regions”, 1998.

6. Green R., “Electricity Transmission Pricing: How much does it cost to get it wrong”, CMI Working Paper, 2004.

7. McGuire B., “Optimal Power Flow, Node Prices, And Transmission Tolls in a Number of Instructive Examples”.

8. Chao H. – P., Peck S., “A market mechanism for electric power transmission” Journal of Regulatory Economics, 10, 25–59, 1996.

9. Ehremann A., Smeers Y., “Inefficiencies in European congestion management proposals” // Utilities Policy 13 (2005) 135–152.

10. Perez-Arriaga I. J., Olmos L., “A plausible congestion management scheme for the internal electricity market of the European Union” // Utilities Policy 13 (2005) 117–134.

11. Bjorndal M., Jornsten K., Pignon V., “Congestion Management in the Nordic Power Market – Counter Purchases and Zonal Pricing”// Norwegian School of Economics and Business.

12. Joscow P. L., J. Tirole, (2004) “Retail Electricity Competition”, NBER Working Paper No. 10473.

4. Проблемы развития отдельных секторов российской экономики 13. Joskow P.L., “Restructuring, Competition and Regulatory Reform in the U.S. Electricity Sector”// The Journal of Economic Perspectives, Vol. 11, No. 3, 1997, pp. 119–138.

14. Joscow P. L., J. Tirole, (2004) “Reliability and Competitive Electricity Markets”, NBER Working Paper No. 10472.

15. Borenstein S., “Understanding Competitive Pricing and Market Power in Wholesale Electricity Markets”// Competition Policy Center, 1999, Paper CPC99’008.

16. Borenstein S. (2001) “The Trouble with Electricity Markets”, Power Working Paper 081.

17. Borenstein S., S.P. Holland, (2003) “Investment Efficiency in Competitive Electricity Markets With and Without TimeVarying Retail Prices”, Center for the Study of Energy Markets Working Paper 106R.

18. «Сценарный прогноз внешних условий развития электроэнергетики на 2005–2009 гг.»// РАО «ЕЭС России».

19. Аболмасов А., Колодин Д., «Конкурентный рынок или создание монополий: структурные проблемы российского оптового рынка электроэнергии» // Консорциум экономических исследований и образования – Россия и СНГ, 2002.

Pages:     | 1 |   ...   | 17 | 18 || 20 | 21 |   ...   | 22 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.