CC BY
32
УДК 621.311
АНАЛИЗ МЕХАНИЗМОВ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ПРИ РАЗНЫХ ФОРМАХ ОРГАНИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА
© С.В. Подковальников1, К.А. Семенов2, О.В. Хамисов3
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Проанализирован опыт разных стран, в которых реализованы различные механизмы стимулирования инвестиций в генерацию. Дан обзор моделей электроэнергетического рынка с учетом механизмов развития, разработанных за рубежом. Сформирована равновесная модель развития генерирующих мощностей в условиях несовершенного рынка электроэнергии и мощности с учетом технологических ограничений. При этом использованы концепция равновесия Нэша и подход Курно. Исследованы механизмы развития генерирующих мощностей при разных формах организации электроэнергетического рынка в России. Ил. 1. Табл. 1. Библиогр. 10 назв.
Ключевые слова: развитие генерирующих мощностей; моделирование ЭЭР; рынок электроэнергии и мощности; модель Курно; договоры на предоставление мощности.
ANALYSIS OF POWER PLANT DEVELOPMENT MECHANISMS UNDER DIFFERENT FORMS OF POWER MARKET ORGANIZATION
S.V. Podkovalnikov, K.A. Semenov, O.V. Khamisov
L.A. Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664033.
The article analyzes the experience of different countries that have implemented various mechanisms to stimulate investments in power plants. The models of the electric power market are reviewed considering the development mechanisms elaborated abroad. Using the Nash equilibrium concept and the Cournot approach the authors form an equilibrium development model of generating capacities under conditions of an imperfect energy and power market with regard to technological constraints. Development mechanisms of generating capacities have been studied under various forms of power market organization in Russia. 1 figure. 1 table. 10 sources.
Key words: development of generating capacities (power plants); modeling of power market; Cournot model; contracts on capacity provision.
Введение. В конце XX - начале XXI вв. в электроэнергетике ряда стран прослеживается тенденция к демонополизации и созданию конкурентной рыночной среды. Россия также пошла по этому пути.
Либерализация отрасли и ее технологическое развитие приводят к расширению рынков: в Европе и Северной Америке они уже перешагнули границы отдельных энергосистем и даже национальные границы и приобретают межрегиональный и международный масштаб. В связи с этим преобразования, происходящие в российской электроэнергетике, несомненно, укладываются в общемировую тенденцию.
Формирование конкурентного рынка электроэнергии в России началось с 2001 г. Главными целями создания рынка электроэнергии являлись повышение эффективности отрасли и привлечение частных инвестиций для ее развития. Либерализация рынка проводилась постепенно путем снижения объемов двусто-
ронних регулируемых договоров. В 2006 г. введена в действие новая модель оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода, получившая название ОРЭМ - оптовый рынок электроэнергии и мощности. С 2011 г. торговля мощностью и электроэнергией на ОРЭМ была полностью либерализована.
Особым сектором оптового рынка является торговля мощностью, которая осуществляется в целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии потребителям. С июня 2008 г. торговля мощностью ведется на основе конкурентного отбора мощности, проводимого системным оператором. Рынок мощности представляет собой механизм, с помощью которого производители электроэнергии имеют возможность возмещать свои условно-постоянные затраты, что, в свою очередь, способствует развитию генерирующих мощностей (ГМ) [1].
Во многих странах с либерализованной электро-
1Подковальников Сергей Викторович, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, зав. лабораторией, тел.: (3952) 500646*425, e-mail: spodkovalnikov@isem.sei.irk.ru
Podkovalnikov Sergey, Candidate of technical sciences, Senior Researcher, Head of the Laboratory, tel.: (3952) 500646*425, e-mail: spodkovalnikov@isem.sei.irk.ru
2Семенов Константин Анатольевич, аспирант, тел.: 89041121160, e-mail: semkonst@gmail.com Semenov Konstantin, Postgraduate, tel.: 89041121160, e-mail: semkonst@gmail.com
3Хамисов Олег Валерьевич, доктор физико-математических наук, старший научный сотрудник, зав. отделом, тел.: (3952) 500646*261, e-mail: khamisov@isem.sei.irk.ru
Khamisov Oleg, Doctor of Physical and Mathematical sciences, Senior Researcher, Head of the Department, tel.: (3952) 500646*261, e-mail: khamisov@isem.sei.irk.ru
энергетикой пришли к выводу, что конкурентные рынки электроэнергии не формируют достаточных стимулов для инвестирования в новые ГМ и не обеспечивают долгосрочную надежность электроснабжения потребителей [2,3,4]. Это обусловлено тем, что рынки электроэнергии не способны генерировать с соответствующей заблаговременностью ценовые сигналы инвесторам, что при растущем спросе может привести к дефициту мощности. Поэтому для обеспечения ввода новых мощностей в условиях рынка необходимо создание специальных механизмов, стимулирующих своевременное и сбалансированное, как по общему объему, так и по территориальному размещению и типам электростанций, развитие ГМ. Поэтому представляется целесообразным проектирование электроэнергетических рынков (ЭЭР) со вспомогательными механизмами стимулирования инвестиций в дополнение к рынку электроэнергии.
Моделирование механизмов развития ГМ в условиях либерализованной электроэнергетики является сложной, комплексной задачей, обусловленной вола-тильностью рыночных цен, неопределенностью спроса, высоким риском изменения законодательства на ЭЭР, необходимостью учета свойств электроэнергетических систем (ЭЭС) и структурной организации электроэнергетики.
Публикуемая литература по проблеме развития ГМ сфокусирована, в основном, на недостатке стимулов к инвестированию в рыночной среде, при этом неполно учитываются технологии ГМ, режимы электропотребления и работы электростанций. Поэтому разработка модели развития генерирующих мощностей в условиях рынка электроэнергии и мощности с учетом технологических ограничений ЭЭР и анализом специфичных для России механизмов развития ГМ представляется актуальной и новой, тем более что в нашей стране окончательно не установилась структура ЭЭР.
В данной работе представлена одноузловая модель развития ГМ в условиях несовершенного двух-продуктового рынка (электроэнергии и мощности) с учетом балансовых и режимных ограничений ЭЭС, режимов электропотребления и работы электростанций различных типов. Используется подход Курно, чтобы сформировать модель развития ГМ в режиме олигополии, и определяются точки долгосрочного рыночного равновесия Нэша. Представлены результаты расчетов разных форм организации и механизмов развития ЭЭР: совершенный и несовершенный одно-продуктовые рынки, совершенный и несовершенный двухпродуктовые рынки, регулирование новых вводов АЭС и ГЭС, рынок электроэнергии и мощности с договорами на предоставление мощности (ДПМ) и др.
Обзор используемых механизмов развития ГМ в разных странах. В разных странах сформировались различные механизмы развития генерации. Так, на северо-востоке США в энергообъединениях PJM, New England, New York функционируют рынки мощности, а в таких странах, как Испания, Ирландия, Перу, Иран, Южная Корея используется плата за мощность. Она использовалась ранее и в Великобритании. В
Скандинавии, Канаде, Австралии, Великобритании, Новой Зеландии, хотя и действует монопродуктовый рынок (электроэнергии), регуляторам дано право проведения тендеров на поставку электроэнергии или заключения договоров на строительство новой генерации, покрывая ожидаемый дефицит генерирующих мощностей. В Бразилии, Чили и Колумбии получили распространение аукционы долгосрочных контрактов электроэнергии. В то же время в ряде стран и штатов США сохранились вертикально-интегрированные электроэнергетические компании, где осуществляется традиционное планирование развития генерирующих мощностей и электрических сетей.
Авторы многих статей, в которых рассматривается проблема развития ГМ, выделяют существование трех проблем, которые уменьшают привлекательность инвестиций в новые ГМ на конкурентных оптовых рынках электроэнергии: низкий уровень конкурентных цен на электроэнергию (проблема «недостаточности финансовых средств»), волатильность цен и частые изменения в правилах рынка и рыночных учреждениях. Согласно оценкам, изложенным, в частности, в [5], предполагается, что введение форвардного рынка мощности, в дополнение к рынку электроэнергии, могло бы решить проблему привлечения соответствующих инвестиций в генерацию.
В нашей стране в настоящее время роль механизма развития ГМ фактически выполняет механизм ДПМ, который, однако, является временным. Рынок мощности на данный момент работает на перспективу, ограниченную одним годом.
Опыт моделирования механизмов развития ГМ. Для моделирования и исследования механизмов развития ГМ в условиях несовершенной конкуренции на ЭЭР в основном используются теоретико-игровые модели, которые позволяют анализировать стратегическое поведение генерирующих компаний (ГК) в различных рыночных условиях. В частности, при моделировании стратегического поведения ГК в условиях несовершенного ЭЭР широко распространена модель Курно, которая описывает рыночное равновесие в условиях некооперативной олигополии.
Одной из первых моделей по исследованию развития ГМ в условиях либерализованной электроэнергетики была теоретико-игровая модель планирования развития ГМ [5]. В ней используется подход Курно для формулирования поведения ГК при инвестировании в новые мощности в конкурентной среде (олигополии), особенно в ЭЭС с доминирующими компаниями. В модели Курно каждая ГК выбирает производимый объем электроэнергии, чтобы максимизировать свою прибыль. Рыночная цена в модели определяется через аукцион, на котором устанавливается равенство предложения генерации с совокупным спросом на электроэнергию. Модель также предполагает, что ГК состоит из одной электростанции и процесс принятия решений всеми станциями проходит одновременно. Моделируются рынки резервов мощности и электроэнергии.
В литературе приводятся два принципа определения оптимальных стратегий ГК в модели Курно. Пер-
вый соответствует одноэтапному процессу принятия решения, основанному на равновесии «без обратной связи» (closed-loop equilibrium) [6], где решения по инвестированию и выработке электроэнергии каждой ГК принимаются одновременно. Второй - двухэтапный процесс принятия решений, который основан на равновесии «с обратной связью» (open-loop equilibrium), при котором решения по выработке электроэнергии второго этапа выбираются на основе известных решений первого периода, а решения по инвестициям первого этапа определяются с учетом того, как они будут влиять на решения, принимаемые на следующем этапе.
Теоретическая игровая модель Курно «без обратной связи» имитирует инвестирование на олигополи-стическом рынке, на котором мощность одновременно строится и продается по долгосрочным контрактам, где нет спотового рынка. Модель Курно «с обратной связью» разделяет инвестиционные решения и решения по продаже электроэнергии. Эта двухэтапная игра соответствует процессу инвестирования в ГМ, при этом задача равновесия первого этапа решается при условии ограничений.
Для упрощения модели предполагаются только два типа мощности: пиковые и базисные ЭС. Пиковые ЭС имеют более низкие инвестиционные, но более высокие эксплуатационные затраты, чем базисные станции. Кривая продолжительности нагрузки дискре-тизируется на конечное множество сценариев спроса. Чувствительность цены выражается в форме функции спроса, чувствительной по цене в каждом сценарии. Один сценарий представляет оптимизационную задачу каждой ГК как двухэтапную стохастическую задачу с многочисленными функциями спроса.
Модель Курно «без обратной связи» является более простым представлением несовершенной конкуренции с точки зрения расчета модели. Ее стратегические переменные - объемы новых вводов и выработки электроэнергии, причем эти переменные определяются одновременно. Хотя модель математически проста, она имеет реалистичное обоснование в том, что совместно со строительством станций продается электроэнергия по долгосрочным контрактам.
Отличительной особенностью модели Курно «с обратной связью» является то, что решения по развитию ГМ принимаются на первом этапе, а эксплуатационные решения - на втором этапе. Результаты моделирования развития ГМ, полученные в структуре «с обратной связью», основываются на определенных допущениях:
- нагрузка является типовой на один год, т.е. график спроса остается постоянным в течение срока эксплуатации электростанции;
- существующие мощности не учитываются (т.е. ГК принимают решения только по новым вводам), несмотря на то что состав их технологий и величина повлияли бы на конкурентоспособность ГК.
Для более реалистичного представления функционирования генерации и потребления электроэнергии необходим более детальный учет этих факторов.
Также для определения равновесного решения
модели Курно используются постановки смешанной задачи дополнительности (MCP) и задачи математического программирования с ограничениями равновесия (MPEC) [7].
Для моделирования развития ГМ в рыночной среде, где будущий спрос представлен как стохастический процесс, применяются динамические модели олигополии [7], характеризующие долгосрочное развитие ГМ. В данной стохастической модели олигополии реализовано одноэтапное принятие решений, но определяемое на нескольких временных шагах. Такие одноэтапные стратегии соответствуют игре Курно «без обратной связи». Модель учитывает некоторые ключевые особенности ЭЭР, игнорируемые теоретическими двухэтапными моделями олигополий, - моделируется долгосрочный период для возмещения затрат электростанций, а также неопределенность роста спроса и разные типы электростанций. Но недостаточно учитываются технологические особенности ГМ, режимы электропотребления и работы электростанций. Данная модель может быть расширена посредством учета режимов работы электростанций, неопределенности в будущих ценах на топливо и реакции со стороны спроса. Это может повлиять на инвестиционные решения относительно выбора технологий будущих ЭС, на изменение прибыли ГК и срока возмещения инвестиционных затрат.
В [8] рынок представлен с помощью метода предполагаемых вариаций цен, который также позволяет моделировать стратегическое поведение ГК в олиго-полистическом рынке. Для определения равновесия формулируется задача МРЕС.
В рассмотренных моделях можно выделить следующие недостатки:
- конкуренция идет между отдельными станциями, а не ГК, которые могут состоять из нескольких станций различных типов;
- ГК специализируются на одном типе электростанции, что, однако, упрощает задачу поиска равновесия и облегчает исследование;
- недостаточно учитываются режимы электропотребления и работы электростанций.
Следует также отметить, что при низкой эластичности спроса использование подхода Курно приводит к переоценке рыночной власти олигополий и, как следствие, завышению цены. Однако, низкая эластичность спроса характерна для краткосрочного периода. Для долгосрочного периода, в частности, применительно к задачам развития ГМ, такой переоценки не происходит. К тому же, подход Курно более гибок, может учитывать большой состав участников рынка и, соответственно, более предпочтителен для анализа долгосрочных перспектив.
Представляется целесообразным моделирование развития ГМ в условиях несовершенного ЭЭР со вспомогательными механизмами стимулирования инвестиций на основе подхода Курно с использованием концепции равновесия по Нэшу.
Модель развития ГМ в условиях двухпродук-тового рынка электроэнергии и мощности. За основу принята математическая модель несовершенно-
го ЭЭР с учетом развития ГМ [9]. Модель модифицирована путем введения дополнительного рыночного механизма - рынка мощности. На рынке присутствуют несколько ГК, имеющих различные типы ГМ, которые конкурируют в условиях олигополии. Электропотребление представлено функцией спроса на электроэнергию. Функция спроса на мощность представляет требуемый уровень установленной мощности (максимум нагрузки плюс резерв) на долгосрочный период в зависимости от цены.
Участие в рынке мощности, в дополнение к рынку электроэнергии, дает генераторам возможность получать дополнительный доход от продажи своей мощности и обеспечивает стимулы для строительства дополнительной генерации, которая удовлетворяет долгосрочным потребностям спроса.
Поведение ГК определяется стремлением максимизировать свою прибыль на рынке электроэнергии и мощности с учетом балансовых и режимных ограничений ЭЭС. Для максимизации своей целевой функции компании могут вводить новые и загружать имеющиеся ГМ, ограничивать вводы новых мощностей и загрузку электростанций (проявляя рыночную власть в условиях несовершенного рынка). Целевая функция
компании сформулирована следующим
образом:
хт +
Ш ¡еТ г'е/ ¡еТ
ш
(1)
при условиях:
аш2и <: хш <: Рш2и> '< 1 ■ (2)
аш2и ^ Уш ^ Рш2и> 3)
21<2(1<2и, £ е Д/ е 1, (4) где индексы и обозначения:
/ е I - индекс типа станций; 5 е £ - номер сезона; ? е Г - индекс часа суток; си,£ е Д/ е I - удельные издержки на генерацию электроэнергии станциями типа компании £\ - эквивалентное
число рабочих суток в сезоне 5 ; ,5 е £ - эквивалентное число выходных суток в сезоне 5; к&,£ <е <е I - удельные капвложения, осуществляемые компанией ^ в развитие электростанций типа I; / - коэффициент возврата капитала, который находится из условия возмещения капитала равными долями в течение М лет при ставке дисконтирования
Р
: / = р(1 + р)М /((1 + р)М -1);
ё!,/ё/ - постоянные эксплуатационные издержки станций типа I компании £\ - имеющийся уровень установленной мощности станций типа компании £ , с учетом демонтажа и предопределенных вводов в течение расчетного периода;
- максимально возможный уровень установленной мощности станций типа I компании £ ; осш,1 е Д/ е е 5 - коэффициент минимально допустимой мощности в сезоне 5 станций типа I
компании £\ -коэффициент
максимально допустимой мощности в сезоне 5 станций типа I компании £ ;
переменные:
хш,£ е Д/ е е е Т - рабочая мощность в сезоне 5 в час I в рабочие дни станций типа \ компании £\ уш,£ е Д/ е е е 7 - рабочая мощность в сезон 5 в час I в выходные дни станций типа I компании £\ г&,£ <е <е I - установленная мощность на станциях типа I компании £\
е
р - среднегодовая рыночная цена за единицу электроэнергии; р - среднегодовая рыночная цена за единицу мощности.
Первое и второе слагаемое в выражении (1) представляют собой разность дохода компании £, получаемой от продажи электроэнергии, и топливных затрат в рабочие и выходные дни за год соответственно. Третье слагаемое - разность дохода компании £, получаемой от торговли мощностью, и годовых постоянных эксплуатационных затрат. И четвертое - затраты на вводы новых ГМ, приведенные к годовой размерности.
Выражения (2)-(3) являются техническими ограничениями на рабочие мощности в рабочие и выходные дни. Выражение (4) устанавливает ограничения на уровень установленных мощностей, включая вводимые, которые должны быть не меньше существующих и не больше максимально возможных.
Спрос на электроэнергию и мощность представлен линейными функциями:
Бе (ре) = ё — дре - функция спроса
на электроэнергию; (5)
ОС (рС) = т — прС- функция спроса
на мощность, (6)
где ё,т - свободные слагаемые; q,п - коэффициенты при переменных составляющих линейных функций спроса.
Функция (5) выражает зависимость объема необходимой электроэнергии и цены, а (6) - зависимость требуемой установленной мощности в системе и цены за мощность.
Потребители электроэнергии в долгосрочном периоде могут реагировать на уровни цен, меняя объемы своего потребления. Поэтому в модель вводится переменный годовой максимум нагрузки V, при 0 < V < V, учитывающий реакцию потребителей на цену электроэнергии.
Определим величины V = тах } - макси-
^ дет >
мум годовой нагрузки и
Л = = ^, 5 е Г е т ,
(7)
где , 5 е 5, t е Т - прогнозируемый спрос в сезоне 5 в час t в рабочие дни; , 5 е 5, t еТ - прогнозируемый спрос в сезоне 5 в час t в выходные дни.
Принимая допущение, что снижение величины годового максимума пропорционально отражается в снижении нагрузок по сезонам и часам, баланс рабочих мощностей запишется следующим образом:
= (8)
(еЫе!
= . (9)
Значение переменной V определяется из условия равенства годового предложения электроэнергии годовому спросу:
= d - qpe
(10)
_sеStеТ sеStеТ
Условие равенства предложения и спроса на рынке мощности:
1,2V= т - прс. (11)
В выражении (11) левая часть равенства представляет предложение мощности, определяемое по максимуму годовой нагрузки плюс запас резерва 20%.
В результате совместное поведение ГК и потребителей на двухпродуктовом рынке электроэнергии и мощности моделируется системой условий, состоящей из задач (1)-(4) , балансовых условий (8)-(9) и условий равенства спроса и предложения (10)—(11). Для нахождения оптимальных решений (равновесных значений) используется итерационное решение по методу Курно - каждая компания по очереди максимизирует свою прибыль в два шага: на рынке мощности (шаг 1) и на рынке электроэнергии (шаг 2), определяя свои параметры предложения при неизменном поведении остальных компаний.
Расчетные исследования. Расчеты на модели проводились для ОЭС Центра Европейской секции ЕЭС России на уровне 2030 г. В данной энергозоне действуют электростанции ГК: ОГК-1,3,4,5,6; ТГК-2,3,4,6; МОЭК; Мосэнерго; Интер РАО ЕЭС; РусГидро; Росэнергоатом. ТЭЦ, принадлежащие промышленным предприятиям, выделены в отдельную группу - блок-станции. Возможное развитие ГК принималось на основе энергетической стратегии России до 2030 г. и последних корректировок Сценарных условий разви-
тия электроэнергетики до 2030 г. Ставка дисконтирования принята равной 15%, срок возврата капитала -15 лет, согласно нормативным документам ОРЭМ. Дополнительно проводились расчеты при ставке дисконтирования 8%. Максимальное число часов использования установленной мощности разными типами станций: угольные КЭС - 5400, газовые КЭС - 3650, ТЭЦ - 4300, АЭС - 7100.
Прогнозируемое электропотребление и годовой максимум нагрузки для расчетного года принимались равными 348 ТВт*ч/год и 58,3 ГВт. Для моделирования долгосрочной функции спроса, на основе имеющихся оценок [10], значение коэффициента эластичности было осреднено и принято равным 0,7.
Для более полного сравнения результатов расчета на модели, описанной выше, была рассмотрена модель развития ГМ в условиях несовершенного рынка электроэнергии [9], а также были дополнительно разработаны модификации данных моделей для учета других форм организации и механизмов развития ЭЭР. Среди указанных следующие модели:
1. Совершенного рынка электроэнергии;
2. Несовершенного рынка электроэнергии;
3. Совершенного рынка электроэнергии и мощности;
4. Несовершенного рынка электроэнергии и мощности;
5. Несовершенного двухпродуктового рынка с разделением рынка мощности на два сегмента: для действующих станций и для новых станций. В первом сегменте равновесная цена формируется по маргинальной цене действующих станций, а во втором - по цене новых замыкающих ГМ;
6. Несовершенного двухпродуктового рынка и ДПМ, где рынок мощности действует только для действующих станций, а надбавка по ДПМ рассчитывается как сумма постоянных затрат новых ГМ за вычетом дохода этих станций на рынке мощности, деленная на всю мощность ЭЭС;
7. Несовершенного рынка электроэнергии и ДПМ. Надбавка по ДПМ рассчитывалась по совокупным затратам новых станций за вычетом дохода новых ГМ на рынке электроэнергии, деленным на полную выработку ЭЭС.
Решение осуществлялось в системе алгебраического моделирования GAMS (General Algebraic Modeling Systems). Результаты расчетов представлены в таблице и на рисунке.
Результаты расчетов показывают, что несовершенный двухпродуктовый рынок электроэнергии и мощности приводит к увеличению совокупной цены на 15% по сравнению с моделью №2, но обеспечивает стимулы для ГК вводить новые мощности. На несовершенном рынке двух товаров возникает олигополи-стическая конкуренция, поэтому цена повышается по сравнению с рынком совершенной конкуренции за счет снижения новых вводов мощностей и выработки компаниями. Вместе с тем, по сравнению с несовершенным рынком одного товара, модель №4 повышает долгосрочную надежность в системе (см. рисунок).
Результаты расчетов
№ п/п Название модели Цена на электроэнергию, $/кВт.ч Цена на мощность, $/кВт в год Цена на мощность, приведенная к цене на ЭЭ, $/кВт.ч Агрегированная цена, $/кВт.ч
1 Совершенный рынок 1 товара (электроэнергии) - - - 0,0935
2 Несовершенный рынок 1 товара (электроэнергии) - - - 0,1158
3 Совершенный рынок 2 товаров (электроэнергии и мощности) 0,0570 474,8 0,0669 0,1239
4 Несовершенный рынок 2 товаров (электроэнергии и мощности) 0,0643 484,6 0,0683 0,1326
5 Рынок мощности разделен на 2 сегмента 0,0663 495/ 90 0,0491 0,1154
6 Рынок э/э и мощности (для дейст.ГМ) + ДПМ (надбавка = 0,0253) 0,0626 90 0,0128 0,1007
7 Рынок э/э + ДПМ (надбавка = 0,0065) 0,0752 - - 0,0817
70000
68000
66000
64000
62000
60000
58000
-67265
Модель 1
Мэдепь2
Модель 3
Модель 4
Установленная мощность ОЭС Центра на 2030 г.
Разделение рынка мощности на два сегмента в модели №5 приводит к снижению совокупной цены для потребителей, так как ГК получают отдельную плату за новые и старые мощности: действующие станции получают плату за мощность по маржинальной цене самой дорогой действующей станции в отличие от модели №4, когда действующие станции получают плату на рынке мощности по цене, которая сформировалась с учетом новых станций.
В моделях №6 и 7 новые вводы фиксируются в объемах новых вводов совершенного рынка. Капвложения в них закладываются в надбавку по ДПМ. Механизм ДПМ позволяет существенно снизить агрегированную цену на оптовом рынке и обеспечить достаточный уровень генерирующих мощностей с учетом резерва.
Исходя из того, что ДПМ гарантирует возврат капвложений компаниям, ставка дисконтирования может быть снижена. Поэтому расчеты на модели №7 про-
водились при новом значении ставки, равном 8%. В результате агрегированная цена снизилась на 7% и составила 0,0759 дол./кВт*ч. При этом величина надбавки по ДПМ снизилась в четыре раза, составив примерно 8% от цены оптового рынка. При сниженной ставке дисконтирования, 4 из 9 вновь вводимых объектов (т.е. почти половина) окупают свои совокупные затраты, включая инвестиционные, за счет равновесной цены рынка без какой-либо специальной надбавки.
В итоге, при организации рынка электроэнергии с механизмом гарантированного возврата инвестиций -ДПМ, при сниженной ставке дисконтирования обеспечивается наименьшая цена для потребителей, гарантируется возврат капвложений компаниям и строятся новые станции, что приводит к повышению долгосрочной надежности ЭЭС и уменьшению риска возникновения дефицита установленной мощности в долгосрочной перспективе.
Заключение
1. Разработаны модели развития ГМ в условиях разных форм организации и механизмов развития ЭЭР на долгосрочную перспективу, с учетом балансовых и режимных ограничений, а также других технологических взаимосвязей ЭЭС. Для моделирования поведения ГК в условиях несовершенного рынка используется метод Курно. Двухшаговое решение задачи позволяет каждой компании согласовать параметры предложения на рынке электроэнергии и мощности.
2. Разделение однопродуктового ЭЭР на рынки электроэнергии и мощности приводит к росту цены на 15%, подавляя спрос и существенно снижая эффективность данной формы организации ЭЭР для потребителей. В то же время рынок мощности стимулирует
ГК вводить больше новых мощностей, и, соответственно, повышается долгосрочная надежность ЭЭС.
3. Механизм ДПМ в моделях №6,7 позволяет обеспечивать требуемый уровень генерирующих мощностей с учетом резервов и приводит к существенному снижению цен по сравнению со всеми рассмотренными формами организации и механизмами развития ЭЭР.
4. С точки зрения потребителей и генерирующих компаний, рациональным вариантом организации ЭЭР является модель №7 несовершенного рынка электроэнергии с дополнительным механизмом развития ГМ -ДПМ. При сниженной ставке дисконтирования и даже в условиях несовершенной конкуренции при минимальной цене обеспечиваются требуемые с позиций долгосрочной надежности вводы новых мощностей.
Библиографический список
1. Стратегия развития. Приложение к журналу ТЭК. 2010. № 3 (03).
2. López-Peña A., Centeno E., Barquín J. Long term issues to be addressed by regulators in liberalised electricity systems: generation adequacy and indicative planning. Justification, available mechanisms, and a simulation study on some concrete policies // EUI Working Paper. - RSCAS 2009/67.
3. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2004.
4. Sioshansi F.P., Pfaffenberg W. Electricity market reform. An international perspective. - Elsevier: Elsevier Global Energy Policy and Economics Series, 2006.
5. Chuang A.S., Wu F., Varaiya P. A game-theoretic model for generation expansion planning: problem formulation and numerical comparisons // IEEE Transactions on Power Systems. -2001. - Vol. 16, № 4. - pp. 885-891.
6. Haikel K.M. A game theoretic model for generation capacity adequacy in electricity markets: A comparison between investment incentive mechanisms // GATÉ. - 2009.
7. Gilotte L., Finon D. Investments in generation capacities in an oligopolistic electricity market // Centre Internationale de recherché sur l'environnement et le développement research paper. - 2006.
8. Pineau, P.O. and Murto, P. (2003). "An oligopolistic investment model of the finish electricity market". Annals of Operations Research, 121, 123-148.
9. Подковальников С.В., Хамисов О.В. Несовершенные электроэнергетические рынки: моделирование и исследование развития генерирующих мощностей // Известия РАН. Энергетика. 2011. № 2. С. 66-86.
10. EIA (2006), "Assumptions to the Annual Energy Outlook 2006", Report #: D0E/EIA-0554 (2006).
УДК 620.311
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОТРЕБЛЕНИЯ И ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ
© И.В. Постников1, А.В. Пеньковский2, Т.В. Добровольская3, Е.Е. Якимец4
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Выполнен анализ структуры потребления топливно-энергетических ресурсов области, производства электрической и тепловой энергии. Проведены расчеты по вариантному прогнозированию уровней электро- и теплопо-требления, структуры покрытия электрических и тепловых нагрузок, выявлен дефицит электрической мощности, предложены направления его устранения. Рассматриваются перспективы развития энергетики, увеличения электрических и тепловых нагрузок в промышленном секторе. Осуществляется оценка целесообразности перевода угольных электростанций на парогазовый цикл. Ил. 9. Табл. 2. Библиогр. 6 назв.
Ключевые слова: балансы электрической и тепловой энергии; электропотребление; теплопотребление; топливно-энергетические ресурсы; прогнозирование.
Постников Иван Викторович, научный сотрудник, тел.: 89086479120 , e-mail: postnikov@isem.sei.irk.ru Postnikov Ivan, Scientific Researcher, tel.: 89086479120 , e-mail: postnikov@isem.sei.irk.ru
2Пеньковский Андрей Владимирович, младший научный сотрудник, тел.: 89501193744, e-mail: penkoffsky@isem.sei.irk.ru
Penkovsky Andrei, Junior Researcher, tel.: 89501193744, e-mail: penkoffsky@isem.sei.irk.ru
3Добровольская Татьяна Владимировна, ведущий инженер, тел.: 89086666116, e-mail: makarova@isem.sei.irk.ru
Dobrovolskaya Tatyana, Leading Engineer, tel.: 89086666116, e-mail: makarova@isem.sei.irk.ru
4Якимец Екатерина Евгеньевна, младший научный сотрудник, тел.: 89246370129, e-mail: yakimetse@isem.sei.irk.ru
Yakimets Ekaterina, Junior Researcher, tel.: 89246370129, e-mail: yakimetse@isem.sei.irk.ru
