Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

400

∑







 min









и при этом происходит снижение нагрузки. Спрашивается, какой агрегат не следует от-

ключать (следует включить), если данное соотношение не выполняется? Ответ прост –

вероятно, тот, который обеспечивает наименьший прирост цены. В свою очередь, прирост

цены определяется генератором, который снимается с ограничения по минимальной на-

грузке. Отсюда генераторы с минимальным ОП ε

 min

ε







 min



не должны отключаться.

Должен быть отключен генератор с максимальным ОП : ε

 min

max



 min



. В результа-

те порядок отключения соответствует очереди: первым вышел на ограничение по мини-

мальной мощности – первым отключился.

Включение агрегатов приводит к увеличению суммарного минимума энергосисте-

мы на величину минимальной мощности включаемого агрегата 

min



и производится при

условии, что после включения агрегата будет выполняться







∑



 min



min







Порядок включения должен соответствовать принципу стека: последним отклю-

чился – первым включился. Действительно в этом случае включаемый агрегат будет дол-

гое время работать с минимальной мощностью, давая возможность загружаться уже рабо-

тающим агрегатам с меньшим ОП.

В результате, при адекватном управлении цена электроэнергии на рынке не снизит-

ся ниже уровня 

min

min



 min



, . В диапазоне цены





min

, ε

 min



агрегат  бу-

дет работать с убытком, поскольку в зоне минимальных нагрузок его удельные затраты,

как правило, больше ОП, а цена электроэнергии на рынке ниже ОП.

Согласно полученным критериям, рисунку 1 и параметрам генератора, представ-

ленным в примере 1, включение агрегата целесообразно производить в 8-м, а отключение

в 23-м часах. В частности, включение генератора целесообразно производить при цене









∆0,7  50



 0,3  50  4050

⁄

 0,76 38,86 у.е./МВт·ч,

где ∆0,76 у.е./МВт·ч – полученное в примере 1 изменение цены. Именно в 8 часов це-

на электроэнергии на рынке переходит через эту величину. Мощность генератора после

загрузки в данных расчетах принимается равной минимальной.

Отмеченная стратегия включения-отключения агрегата в зависимости от цены

электроэнергии на рынке соответствует критерию максимальной прибыли ГК, но не учи-

тывает повышенный износ генерирующего оборудования при проведении пусковых опе-

раций. Для корректного учета указанного фактора можно ввести дополнительный пара-

метр – штраф на включение агрегата. Однако введение этого параметра сразу изменяет

вид пусковой характеристики – появляется постоянная составляющая. В результате нару-

шается линейность пусковой характеристики, что сразу же приводит к необходимости

рассмотрения динамического процесса состояния агрегатов (на интервале до года) с при-

менением пригодных для этого математических методов (динамическое программирова-

ние, метод ветвей и границ и др.).

Пример 2. Рассмотрим задачу выбора оптимального состава агрегатов для различ-

ных значений электропотребления в энергосистеме, состоящей из шести агрегатов, пара-

метры которых приведены в таблице 1.

На всем диапазоне мощностей ε



ε



ε



ε



ε



ε



. Величины резервов на

загрузку и разгрузку составляют 100 МВт.

Относительные приросты агрегатов при работе на минимальной нагрузке приведе-

ны в таблице 2.

401

Таблица 1 – Технико-экономические параметры агрегатов

Г1 Г2 Г3 Г4 Г5 Г6

0,011 0,015 0,012 0,014 0,01 0,013

0,1 0,15 0,09 0,1 0,3 0,1

100 200 100 250 100 250



max

300 300 300 300 300 300



min

150 150 150 150 150 150

Таблица 2 – Относительные приросты агрегатов при минимальной нагрузке

Нагрузка Г1 Г2 Г3 Г4 Г5 Г6

150 3,4 4,65 3,69 4,3 3,3 4

Суммарный минимум при работе всех агрегатов составляет 900 МВт, что с учетом

резерва удовлетворяет условию: 1000 900  100.

При снижении потребления электроэнергии до 850 МВт (см. таблицу 3) происхо-

дит отключение агрегата «Г2», как имеющего наибольший ОП и первым вышедшего на

минимальную загрузку. При этом удовлетворяется условие минимально допустимого для

разгрузки резерва 850 750  100

Таблица

3 – Состав включенных агрегатов

Потребление, МВт·ч Состав агрегатов Цена 1 МВт·ч

1000 Г1, Г2, Г3, Г4, Г5, Г6 4,65

850 Г1, Г3, Г4, Г5, Г6 4,58

750 Г1, Г3, Г5, Г6 4,43

550 Г1, Г3, Г5 4,18

Оптимальным составом работающих агрегатов для величины нагрузки 750 МВт,

является работа всех агрегатов кроме второго, однако это не удовлетворяет условию ре-

зерва мощности на разгрузку: 750  750  100. Для обеспечения указанного резерва вы-

полняется отключение агрегата «Г4», имеющего наибольший ОП из всех включенных аг-

регатов. При этом соблюдается условие: 750 600  100. Последующее снижение

вели-

чины нагрузки до 550 МВт приведёт к отключению агрегата «Г6».

Порядок включения агрегатов при последующем увеличении нагрузки будет об-

ратным порядку отключения – «Г6», «Г4», «Г2». Наличие очередности включения-

отключения агрегатов позволяет определить множество постоянно включенных (и отклю-

ченных) агрегатов – если в часы минимальных нагрузок экономически оправдано вклю-

ченное состояние некоторого

агрегата, то экономически оправдано включенное состояние

и всех остальных агрегатов, которые стоят в очереди на отключение после упомянутого.

Это сокращает число бинарных переменных в оптимизационной модели.

Выводы:

1. Включение агрегата целесообразно при цене, превышающей его удельные затра-

ты на величину, определяемую параметрами агрегата.

2. Отключение агрегата производится при равенстве цены ЭЭ на рынке и удельных

затрат агрегата.

402

3. Порядок отключения агрегатов соответствует порядку выхода на минимальную

мощность.

4. Порядок включения должен соответствовать принципу стека: последним отклю-

чился – первым включился.

5. Упорядоченный список включения-отключения агрегатов позволяет ГК, при на-

личии информации о результатах торгов на рынке электроэнергии, легче ориентироваться

при выборе стратегии состояния агрегатов.

Список использованных источников

1. Регламент

проведения расчетов выбора состава генерирующего оборудования. М: НП

«Совет рынка», 2010. 12 с.

2. Регламент подачи ценовых заявок участниками оптового рынка. М: НП «Совет рынка»,

2010. 46 с.

3. Регламент подачи уведомлений участниками оптового рынка. М: НП «Совет рынка»,

2010. 20 с.

4. Motto A.L., Galiana F.D., Conejo A.J.; Arroyo, J.M. Network-constrained multiperiod auc-

tion for a pool-based electricity market //IEEE Trans. Power Syst., Vol. 17, pp. 646 -653, Aug

2002.

5. Александров А.С. Выбор состава работающего генерирующего оборудования в услови-

ях

конкурентного рынка электроэнергии и мощности / А.С. Александров, П.И. Барто-

ломей, В.Г. Неуймин, Н.Г. Шубин // Вестник УГТУУПИ. Энергосистема: управление,

качество, конкуренция: Сборник докладов II Всероссийской научно-технической кон-

ференции. – Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. № 12 (42). C. 10–13.

6. Александров А.С., Бартоломей П.И., Неуймин В.Г. Отработка методики выбора состава

работающего генерирующего оборудования в ОДУ Урала / А.С. Александров, П.И.

Бартоломей, В.Г. Неуймин // Вестник УГТУУПИ №12 (64). Проблемы управления

электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка: Сборник трудов. Екатеринбург:

ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. № 12 (64). C. 3–8.

7. Ерохин П.М. Разработка алгоритма планирования режимов крупного энергообъединения

для Системного Оператора/ П.М. Ерохин, В.Г. Неуймин, Е.В. Машалов // Вестник

УГТУУПИ. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рын-

ка: Сборник трудов. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. № 12 (64). C. 47–53.

8. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.:Энергия. 1967. 352 с.

403

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАГРУЗКИ НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

КАК СРЕДСТВО ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ

ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Т.Ю. Паниковская, С.А. Шабалин

УрФУ

Внедрение в энергетическую отрасль конкурентных отношений с целью повыше-

ния эффективности технологий производства, транспортировки и распределения электри-

ческой энергии приводит к необходимости разработки новых критериев поиска оптималь-

ных режимов.

Конкурентные отношения в энергетической отрасли часто строятся на использова-

нии модели централизованного аукциона (пула) с определением на каждом временном

интервале (часовом, получасовом и др.) равновесной цены. Возможны два типа аукцио-

нов:

 односторонний [1–3]: аукцион продавца или покупателя, в котором в конку-

рентной борьбе участвует только одна сторона (полуэластичный рынок);

 двусторонний, в котором в формировании равновесной цены активно участвуют

и продавец и покупатель.

Для энергетических рынков встречается как первый тип аукциона, где покупатель

определяет необходимое для него количество энергии, а в конкурентной борьбе участву-

ют продавцы за поставку электроэнергии, так и второй. Именно второй тип – двусторон-

ний аукцион – позволяет поставщикам и потребителям осуществлять сделки с максималь-

ной для себя выгодой.

Все многообразие отношений при определении цены за поставленную электро-

энергию (ЭЭ), реализованных в России, за исключением продажи/поставок электроэнер-

гии по регулируемым ценам (тарифам) для крупных поставщиков/потребителей, пред-

ставлено в таблице 1.

Таблица 1 – Классификация ценообразования на электроэнергию и мощность

Вид рынка электро-

энергии и мощности

Сектор рынка Характер ценообразования

Оптовый

Регулируемые двусторонние договоры

По регулируемой цене

(тарифу)

Рынок на сутки вперед, балансирующий

рынок, отклонения от объемов двусторон-

них договоров

Формируется на ценовом аук-

ционе по ценовой заявке

Свободные двусторонние договоры

Свободное ценообразование

(по договору)

Розничный

Базовые потребители, прочие потребите-

ли, организации, оказывающие услуги по

передаче электрической энергии, приобре-

тающие ее в целях компенсации потерь в

сетях

Определяется нерегулируемой

ценой в зависимости от индек-

са цен на ЭЭ за прошедший

месяц и числом часов исполь-

зования заявленного максиму-

ма

Базовые потребители, население, прочие

потребители, организации, оказывающие

услуги по передаче ЭЭ, приобретающие ее

в целях компенсации потерь в сетях

По регулируемой цене

(тарифу)

404

Существенными факторами, влияющими на изменение цен, являются:

 изменение спроса на электроэнергию в зависимости от внешних факторов – се-

зонности, длины светового дня и др.;

 изменение предложения (планируемый резерв на загрузку оборудования, струк-

тура выбранного к несению нагрузки генерирующего оборудования и др.);

 изменение ценовых стратегий поставщиков (цена на топливо, технические огра-

ничения на поставку основного топлива, ожидаемая прибыль поставщика, исхо-

дя из его прогноза цены);

 выводы в плановые и аварийные ремонты сетевого и генерирующего оборудо-

вания и др.;

 изменение ценовых стратегий потребителей (реализация инвестиционных про-

грамм, связанных с изменением технологии, модернизация технологических

процессов, ограничение выпуска продукции и т.д.).

Вариация ценовых предложений поставщиков вызывает ответную реакцию у по-

требителей, которая может быть охарактеризована термином «ценовая эластичность». Це-

новая эластичность – это чувствительность потребителей к изменению цены товара или

услуги, которая может быть определена для краткосрочных (без изменения технологии

производства) и долгосрочных интервалов времени.

Эластичность спроса определяется как производная в точке







, 





для нелиней-

ной характеристики средних издержек (рисунок 1) и вычисляется по выражению:

ξ















, (1)

где  – значение мощности в час, МВт·ч,  – цена, руб./МВт·ч.

Рисунок 1 – Изменение кривой спроса при увеличении

цены на электроэнергию

На рынке электроэнергии доминируют и определяют уровень краткосрочных цен

поставщики. При увеличении спроса востребованными становятся источники с более вы-

сокими предельными и средними издержками, что приводит к резкому увеличению рав-

новесных цен в пиковые периоды. Для большинства потребителей в краткосрочной пер-

спективе значение коэффициента эластичности стремиться к нулю, что свидетельствует о

неэластичном спросе на ЭЭ или отсутствию товаров-заменителей.

Долгосрочная эластичность формируется для интервалов, когда изменение основ-

ного капитала рассматривается как завершенное, поэтому и значение коэффициента эла-

стичности выше. Кроме того, в долгосрочной перспективе уровень цен, как правило, тяго-

,

руб./МВт·ч

, МВт·ч

















405

теет к средневзвешенным значениям, так как в этом случае значения определяются в ре-

зультате деления расходов на покупку электроэнергии на объем ее потребления.

Средние значения эластичности по цене электроэнергии для краткосрочной и дол-

госрочной перспектив приведены в таблице 2. Значения коэффициентов эластичности по

отраслям промышленности существенно отличаются в зависимости от ряда факторов.

Рост цен на топливные ресурсы и ЭЭ приводит к возможности ограничения потре-

бителей в часы пиковых нагрузок. Ограничение подачи энергии потребителям вызвано

поддержанием требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирова-

ния энергосистемы и должны быть оплачены в соответствии с условиями договора.

Таблица 2 – Коэффициенты эластичности по цене для отраслей промышленности

Авторы Отрасли промышленности Страна

Год окончания

временной

выборки

Эластичность

по цене

Кратко-

срочная

Долго-

срочная

Kamerschen Промышленность США 1998 0,55

Longva Промышленность Норвегия 1988 0,40

Beenstock Промышленность Израиль 1995 0,20

Bjorner Промышленность Дания 1996 0,48

Стройматериалов Дания 1996 0,21 0,43

Пищевая Дания 1996 0,44 0,58

Легкая Дания 1996 0,36 0,50

Деревообрабатывающая Дания 1996 0,20 0,36

Бумага и печать Дания 1996 0,45 0,61

Химическая Дания 1996 0,58 0,67

Резина и пластики Дания 1996 0,52 0,55

Добывающая Дания 1996 0,34 0,56

Металлургия Дания 1996 0,53 0,58

Машиностроение Дания 1996 0,51 0,58

Электроинструменты Дания 1996 0,54 0,61

Транспортное

оборудование

Дания 1996 0,54 0,59

Мебель и др. Дания 1996 0,61 0,70

Longva Добывающая Норвегия 1988 0,70

Longva Энергоемкие отрасли Норвегия 1988 0,60

По доле электроэнергии в издержках

Bjorner Очень низкая Дания 1996 0,32

Низкая Дания 1996 0,45

Высокая Дания 1996 0,55

Очень высокая Дания 1996 0,58

Средняя 0,46 0,56

Для анализа возможности стимулирования потребителей к ограничению нагрузки в

пиковые периоды в работах [2, 3] предлагается рассматривать собственную и взаимную

(перекрестную) эластичность, определяемую для разных временных периодов  и :













⁄









⁄

. (2)

406

При изменении цены на электроэнергию в течение суток реакция потребителей

может существенно отличаться. Часть потребителей не имеет возможности регулировать

свою нагрузку, поэтому для них ξ



0. Вместе с тем, для потребителей с управляемой

нагрузкой возможно либо снижение потребления в пиковые часы с условием оплаты за

принятое ограничение, либо изменение графика нагрузки – смещение максимума потреб-

ления на непиковые часы с условием оплаты.

Пример. В период лета 2001 года Системный оператор Нью-Йорка в области Ол-

бани провел

опыт по внедрению оперативного регулирования нагрузки. В пиковый пери-

од, который пришелся на четыре самых жарких дня августа, цена за электроэнергию со-

ставила 500 долл. США за мегаватт. Потребители сократили свое потребление на 3,5 %,

чем вызвали снижение оптовой цены на 32 %. Благоприятным итогом программы стала

экономия 13 млн. долл. США.

Анализ характеристик потребителей, участников оптового рынка электроэнергии

по территории отдельной области и ОЭС в целом, показал, что самыми крупными покупа-

телями на оптовом рынке электроэнергии являются энергосбытовые компании (на рисун-

ках 2, 3 – это самые большие секторы), крупные потребители металлургической, нефтедо-

бывающей промышленности, а также потребители собственных нужд электрических

станций.

Рисунок 2 – Состав потребителей-участников оптового рынка электроэнергии

для исследуемой территории

Рисунок 3 – Состав потребителей-участников оптового рынка электроэнергии

по ОЭС в целом

407

Коэффициенты неравномерности графиков нагрузки потребителей изменяются от

0,4 (для мелких потребителей) до 0,7÷1 (для крупных). Анализ графиков покупки электро-

энергии показывает, что основные оптовые потребители, как правило, не имеют возмож-

ности оперативно регулировать свою нагрузку. Гарантирующие поставщики и сбытовые

компании обязаны обеспечить электроэнергией розничных потребителей, перед которыми

у них есть определенные договорные обязательства. Крупные предприятия не могут регу-

лировать график своего электропотребления в силу технологических особенностей произ-

водства и используемого оборудования.

Для выполнения анализа была рассчитана совокупная эластичность спроса для оп-

тового рынка электроэнергии по ОЭС. Результаты анализа показывают, что собственная и

взаимная эластичность для совокупного потребителя, представленная выражением (2),

изменяется в течение суток значительно. Причем наибольшие значения как собственной,

так и перекрестной эластичности для типового зимнего дня наблюдаются в пиковые часы

с 9.00 до 10.00 и с 14.00 до 15.00, среднее значение эластичности составляет 0,37.

Для дальнейшего анализа предлагается моделировать связь изменения потребления

в зависимости от конкурентной цены на ЭЭ, используя следующее выражение:

∆





∆. (3)

В ситуации, когда оптовый рынок охарактеризован односторонней моделью прове-

дения торгов, создается благоприятная атмосфера для контролирования рынка поставщи-

ками электроэнергии. Контролирование рынка электроэнергии предоставляет возмож-

ность поставщикам повышать цены, не опасаясь реакции потребителя. Вследствие этого,

формируется неблагоприятная ситуация для потребителя – большие финансовые потери в

пользу поставщика электроэнергии. При повышении цен на энергию, потребитель для

максимизации прибыли (функции полезности) или минимизации затрат при жестких

бюджетных ограничениях старается снизить приобретение подорожавшего ресурса.

Таким образом, достаточно широкий диапазон изменения цен на ЭЭ между часами

минимальных и максимальных нагрузок в ЭЭС может стимулировать потребителей к пе-

рераспределению нагрузки по времени. Дальнейшие исследования позволят на основании

полученных значений эластичности спроса выработать оптимальную ценовую стратегию

для потребителей.

Список использованных источников

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

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

2. Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., and Bohn R.E. Spot Pricing of Electricity.

Kluwer Academic Publishers, 1988. 350 p.

3. Kirschen D.S., Strbac G., Cumperayot P., Mendes D. Factoring the Elasticity of Demand in

Electricity Price // IEEE Trans Power Systems, 2000. No. 2. p. 612–617.

4. Aalami H.A., Moghaddam M.P., Yousefi G.R. Demand response modeling considering Inter-

ruptible / Curtailable loads and capacity market programs // Applied Energy 2010. № 87.

р. 243–250.

5. S. de la Torre, Conejo A.J., Contreras J. Simulating oligopolistic pool-based electricity mar-

kets: A multiperiod approach. // IEEE Transactions on Power Systems. 2003. № 18. р. 1547–

1555.

408

РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЛАТВИИ

ПОСЛЕ ЛИБЕРАЛИЗАЦИИ

Р.В. Варфоломеева, И.В. Умбрашко

Рижский технический университет

Стратегия поведения всех участников рынка заключается в увеличении доли при-

были и уменьшении расходов. Это дает толчок на формирование конкурентного рынка

электроэнергии, конкуренция побуждает участников учитывать потребности рынка и ак-

тивизирует механизм его саморегулирования, проявляющийся в установленных ценах и

соотношении спроса и предложения.

Доминирующую роль в электроснабжении играет компания «Latvenergo», которая

производит более 90 % латвийской электроэнергии и чьей основной сферой деятельности

является производство и торговля электроэнергии. «Latvenergo» импортирует и экспорти-

рует электроэнергию, а также, как общественный трейдер, выполняет функции оконча-

тельного гарантного поставщика. АО «Augstsprieguma tīkls» занимается передачей элек-

троэнергии через линии электропередачи 330 и 110 кВ. AО «Sadales tīkls» отвечает за рас-

пределение электроэнергии в сетях среднего и низкого напряжения (рисунок 1). Электри-

чество также производят 138 малых ГЭС общей мощностью 25 МВт, 20 ветряных элек-

тростанций с установленной мощностью 29 МВт и 54 ТЭЦ с установленной мощностью

140 МВт. Распределением электроэнергии, кроме AО «Sadales tīkls», занимаются еще 10

лицензированных комерсантов. АО «Latvenergo» продает электроэнергию как потребите-

лям, так и участникам рынка. Латвийские участники рынка электроэнергии также могут

приобретать электроэнергию у дочернего предприятия АО «Eesti Energia» компании

«Enefit» [2].

Рисунок 1 – Структура энергосистемы Латвии

В 2009 году общий объем латвийского рынка электроэнергии составил 7,2 ТВт·ч,

АО «Latvenergo» произвело 4,7 ТВт·ч, 0,6 ТВт·ч электроэнергии произведенно независи-

мыми производителями, 4,3 ТВт·ч было импортировано, а 2,6 ТВт·ч экспортировалось.

409

Латвия была одной из первых стран Балтии, которая в 2007 году открыла свой ры-

нок электроэнергии, тем самым дав возможность потребителям покупать энергию у ино-

странных производителей. В связи с этим решением в Латвии ожидалось большее разви-

тие рынка, вступление новых участников и увеличение выбора для конечных потребите-

лей электроэнергии (особенно крупных компаний), что сделало бы организацию закупки

электроэнергии более эффективной.

К сожалению, спустя три года, которые прошли с момента открытия рынка, не все

было достигнуто. В Латвии меньше активных участников рынка электроэнергии, чем в

соседних странах, где рынок был открыт совсем недавно, к тому же участники открытого

рынка очень пассивны. Это связано с тем, что устаревшее законодательство замедляет

развитие рынка. «Комиссия по регулированию общественных услуг» ведет себя пассивно

в регулировании и развитии рынка электроэнергии. Кроме того, порядок в этой сфере

полностью отсутствует [2].

Развитие рынка электроэнергии задерживается и в связи с общей пассивностью –

вся ответственность возлагается на плечи операторов в ожидании, что они не только вы-

явят проблемы, но и разработают мероприятия по их устранению.

«Комиссия по регулированию общественных услуг» имеет ограниченную ответст-

венность и полномочия. Принципы работы Регулятора устарели и не предназначенны для

работы в условиях свободного рынка – его нынешнее состояние просто не может обеспе-

чить конкуренцию на открытом рынке. Регулятор должен иметь больше полномочий для

организации рынка, а не находиться в роли наблюдателя, только одобряя или отклоняя

предложения участников рынка. Необходимо обеспечить Регулятор правом самому ини-

циировать изменения в целях организации рынка, чтобы более качественно обслуживать

конечных потребителей.

К примеру, Регулятор не может быть инициатором изменения тарифов. Таким об-

разом, возможна абсурдная ситуация, когда цены на электроэнергию не будут снижаться,

так как Регулятор не имеет власти, чтобы начать снижение цен, в то время как поставщи-

ки электроэнергии, естественно, не заинтересованны вносить такие изменения.

Комиссия утверждает тарифы на электроэнергию для когенерационных станций,

тарифы передачи и распределения электроэнергии, а также – если продавцу не

разрешено

устанавливать тарифы – тарифы на электроэнергию сопряженным пользователям. Тарифы

передачи и распределения электроэнергии устанавливаются, чтобы участникам свободно-

го рынка, заключающим двусторонние соглашения о поставке электроэнергии и оплачи-

вающим услуги передачи и распределения, были понятны и прозрачны условия доступа к

системам передачи и распределения.

Тарифы сопряженных пользователей устанавливаются для тех латвийских

пользо-

вателей электроэнергии, которые не используют возможность свободного выбора постав-

щика электроэнергии и оплачивают электроэнергию в соответствии с утвержденными та-

рифами. Тарифы сопряженных пользователей зависят от уровня напряжения, мощности и

часовой зоны. В тарифы сопряженных пользователей включены расходы на производство

и импорт электроэнергии, в том числе расходы на производство электроэнергии из возоб-

новляемых источников, расходов на услуги систем передачи и распределения, а также

маркетинговые расходы.

Цену импортированной электроэнергии определяют взаимные соглашения между

АО «Latvenergo» и поставщиками электроэнергии из России, Литвы и Эстонии, а также

заключенные сделки на скандинавском рынке электроэнергии (Nord Pool). Тарифы на

производство электроэнергии на когенерационных станциях с мощностью более 4 МВт (в

том числе ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2) устанавливает Регулятор. Для когенерационных станций с