Conclusion

This work is a consideration only the peak load in winter and represents an example for the calculation of these time intervals. In the course of the course work I have reached the following conclusions:

1. Calculations show that among the seven power plants of the region the estimated lowest cost of electricity - CHP 3: 4,151 tenge / kWh, the highest - at TEP 1, 2: 8.363 tenge / kWh.

2. The amount of the purchase of electricity trading at the EPO would be in the range of 6.651 to 15.363 tenge / kWh.

3. The cost of electricity transmission services to retail customers that have RECs equal to 4.5 KZT / kWh.

4. Services of NES include transmission, dispatching and balancing power and the price is 2.5 tenge per 1 MW. This price is the same for the entire territory of Kazakhstan.

5. Loss on RECs were 7%, 2.49%, 6.7% in the RV. Unnecessarily, I took into account the 10% loss of the total power; we have a surplus to sell it, because the balance of power will not be saved.

As a result, we can say that the price per kWh that comes to consumers depends on the power and companies that lie from the station to the end. The system of relations between the different energy sources, consumers and companies that distribute it, complicated by the fact that each point in time the need for electricity is different. Moreover, each time loss price differ from each other. However, thanks to the coordinated work of the regional and national grid companies, we get the system running in normal mode. In addition, we as consumers get the energy we need.

List of References

1. Хохлов В. Х. и др. Экономика строительства и эксплуатации электрических сетей. – М.: Высшая школа, 1976.

2. Лапицкий В. И. Организация и планирование энергетики – М.: Высшая школа, 1979.

3. Прузнер С. Л., Златопольский А. Н., Журавлев В. Г. Организация, планирование и управление энергетическими предприятиями – М.: Высшая школа, 1981.

4. Качан А. Д., Яковлев Б. В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС – Минск, 1982.

5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под редакцией Рокотяна С. С. и Шапиро И. М. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Основы управления энергетическим производством. /Под редакцией Окорокова В. Р. – М.: Высшая школа, 1987.

7. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. – М.: Энергоатомиздат., 1987.

8. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы. – М.: Энергоатомиздат., 1989.

9. Концепция развития электроэнергетики Казахстана. Алматы: Институт Энергия, 1995.

10. Формирование цен на электроэнергию в Казахстане. Проект отчета. – Алматы, 1996.

11. Рогалев Н. Д. Экономика энергетики. Учебное пособие для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2005. – 288с.

12. Дукенбаев К. Д. Энергетика Казахстана. Условия и механизмы ее устойчивого развития. Второе издание. – Алматы, 2004. – 604 с.

13. Дукенбаев К. Д. Энергетика Казахстана. Движение к рынку. – Алматы: Гылым, 1998. – 584с.

14. Дукенбаев К. Д, Доронин А. Рынок электрической энергии и мощности. Динамика развития. – Алматы, 2002. – 41 с.

15. Тукенов А. А. Рынок электрической энергии в Казахстане. Журнал «Энергетика и топливные ресурсы Казахстана» №6, 7. 2002.

16. Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. Отраслевой квартальный журнал. С 2005 года.