Вывод

Результатами выполнения данной расчётно-графической работы стало получение навыков определния основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний  в условиях рынка. Были выполнены следующие задачи: определение годовой потребности в электроэнергии заданного региона, построение зимнего и летнего суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы, определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор основного оборудования на различных типах станций для покрытия нагрузки региона в РГР №1; определение долевого участия электростанций в покрытии графика нагрузок энергосистемы и построение суточных рабочих графиков ЭПО, расчет себестоимости производства электроэнергии на различных типах станций, определение отпускных цен ЭПО и прогнозных тарифов на услуги по передаче и распределению электроэнергии в национальной электросети (НЭС) и региональных электросетевых компаний (РЭК) в РГР №2; определение субъектов на оптовом и розничных рынках (количество оптовых и розничных потребителей), составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний, проведение прогнозных расчётов на базе экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка на день вперёд и в режиме реального времени в торговой системе в РГР №3.

В результате проведенной работы сделаны следующие выводы:

1. По суммарному графику определил пик зимней нагрузки – 2129,123 МВт (16-20ч);

2. Расчеты показывают, что среди 7 электростанций расчетного региона наиболее низкая себестоимость электроэнергии – на ТЭЦ: 4,58-4,97 тенге/кВтч, а наиболее высокая себестоимость на ГЭС: 8,36-8,47 тенге/кВтч;

3. Величина покупки электроэнергии на торгах у ЭПО будет находиться в диапазоне от 4,58-8,47 тенге/кВтч;

4. Стоимость услуг по передаче электроэнергии розничным потребителям, которые оказывают РЭКи,  равна 3,5-5 тенге/кВтч;

5. Услуги, оказываемые НЭС, включают в себя передачу, диспетчеризацию и балансировку мощности и их цена составляет 2,2 тенге/кВтч. Она едина для всей территории Казахстана. Конечные цены у потребителя рассчитаны для 4-х часового интервала в период максимум нагрузок региона с учетом производства, передачи и распределения мощности и составляют: для КРП – минимум 10,38 и максимум 14,17 тенге/кВтч. Оптовые потребители, подключенные глубоким вводом к сетям НЭС, имеют следующие конечные тарифы: для МОП – 10,67 тенге/кВтч, для КОП – минимум 7,96 и максимум 8,77 тенге/кВтч.