Экономические аспекты оценки балансовой надежности ЕЭС России на среднесрочную и долгосрочную перспективу Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

В.И. Михайлов А. В. Михайлов

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОЦЕНКИ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЕЭС РОССИИ НА СРЕДНЕСРОЧНУЮ И ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ

ECONOMIC ASPECTS OF UES OF RUSSIA BALANCE RELIABILITY

EVALUATION IN MEDIUM-TERM AND LONG-TERM PERSPECTIVE

Аннотация: рассмотрены вопросы развития экономических принципов Концепции надежности электроэнергетики России, согласования директивных и мотивационных механизмов решения проблемы управления надежностью в рыночных условиях. Предложен алгоритм принятия организационно-экономических решений по обеспечению балансовой надежности ЕЭС России и рыночной оценке «стоимости надежности» на среднесрочную (3-5 лет) и долгосрочную (10-15 лет) перспективу.

Ключевые слова: балансовая надежность, электрическая мощность, системные услуги, резерв, экономическая оценка.

Abstract: it discussed the situation with progress in economic principles of electric power industry of Russia Concept reliability, coordination of directive and motivation mechanisms for solving the reliability management problems in market conditions. It suggested the algorithm of making the decisions on organizational and economic solutions for ensuring the UES of Russia balance reliability and market evaluation of «reliability value» in medium-term (3-5 years) and long-term (10-15 years) perspective.

Keywords: balance reliability, electric power, system services, reserve, economic evaluation.

Основой определения резервов при формировании балансов электрической энергии и мощности в среднесрочной и долгосрочной перспективе является оценка балансовой надежности электроэнергетических систем (ЭЭС). В период директивного управления отраслью данные вопросы находились полностью в ведении органов оперативно-диспетчерского управления Единой Энергетической Системой (ЕЭС) России.

Переход к рыночной основе функционирования отрасли предопределил изменение системы хозяйственных взаимоотношений субъектов электроэнергетики, поиск и нормативно-правовое закрепление новых рыночно ориентированных форм управления.

В части организации коммерческих сделок по купле-продаже электрической энергии и мощности, предусматривающих возможности выбора индивидуальной тактики и стратегии формирования объемно-ценовых показателей участия в рынке непосредственно его субъектами, такие решения были найдены:

- протестированы и введены работоспособные модели и механизмы функционирования рынка «на сутки вперед», основанные на механизмах равновесного ценообразования в рамках ценовых зон оптового рынка (зона Европы и Урала - первая ценовая зона; зона Сибири - вторая ценовая зона);

- получила развитие система прямых договорных отношений субъектов отрасли (в том числе заключаемых в ходе биржевых торгов) предусматривающая возможность установление индивидуальных цен на электрическую энергию и мощность;

- организована работа рынка электрической мощности по результатам ее конкурентного отбора (КОМ) на среднесрочный период (4 года), основанная на механизмах равновесного ценообразования в границах ЗСП (зон свободного перетока электрической энергии (мощности)). В пределах

ЗСП допустимо изменять состав генерирующего оборудования для производства или планирования поставок электрической энергии и мощности. Привлечение генерирующего оборудования из иной ЗСП может быть осуществлено только в пределах ограничений перетока электрической энергии и мощности между этими зонами.

Нормативно-правовая и методическая поддержка решения общесистемных задач по балансированию спроса и предложения электрической энергии и мощности также получила развитие в ходе рыночных преобразований отрасли:

- создан и функционирует под управлением Системного оператора (СО ЕЭС) балансирующий рынок электроэнергии, предназначенный для компенсации отклонений фактического почасового объема производства и потребления электроэнергии от планового торгового графика в реальном времени;

- произведен запуск модели долгосрочного рынка мощности, обеспечивающий возможность и стимулы привлечения вновь сооружаемых генерирующих мощностей к участию в покрытии ожидаемого спроса в среднесрочном периоде за счет предоставления гарантий оплаты мощности поставщику по завершении строительства и ввода в эксплуатацию новой генерации;

- утверждены (Постановлением Правительства Российской Федерации № 117 от 3 марта 2010 г.) правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и правила оказания таких услуг. В частности определены 4 вида услуг по обеспечению системной надежности: услуги по регулированию частоты, реактивной мощности и перетоков активной мощности, услуги по развитию систем противоаварийного управления в ЕЭС России.

Тем не менее, в процессе либерализация российской электроэнергетики оптимальное (экономически целесообразное) решение вопросов гарантированного обеспечения системной надежности и надежности электроснабжения конечных потребителей в настоящее время еще не сформулировано:

- в процессе получения участниками рынка «рыночных свобод» ослаблен директивный стиль управления отраслью, необходимый для решения общесистемных задач и контроля за их исполнением;

- механизмы привлечения субъектов рынка к участию в системных мероприятиях не имеют должной «рыночной привязки» в связи с отсутствием необходимой экономической мотивации;

- механизм формирования цены за услуги по обеспечению надежности в ЕЭС России и экономически целесообразная оценка этой цены (в текущий момент времени, в кратко-, средне- и долгосрочной перспективе не являются) полностью определенными в условиях неоднозначности как способа оценки стоимости ущербов от перерывов энергоснабжения (в соответствии с нормативом или офертой потребителя), так и механизма возмещения этого ущерба;

- оказание системных услуг производится в ограниченном объеме, не полностью учитывающем их возможный ассортимент (за рубежом на данном рынке представлены услуги по регулированию частоты электрического тока, напряжения, нагрузки потребителей; по поддержанию резервов мощности; по запуску генерирующего объекта без внешнего источника электрической энергии; по противоаварийному управлению).

В этой связи в отрасли продолжаются работы по формированию и методической проработке Концепции обеспечения надежности электроэнергетики России [1-3]. В рамках развития экономических принципов данной Концепции, согласования директивных и мотивационных механизмов решения проблемы (характерной не только для отечественной, но и зарубежной электроэнергетики) управления надежностью в

рыночных условиях далее рассмотрим алгоритм принятия решений по обеспечению балансовой надежности ЕЭС России и рыночной оценке «стоимости надежности» на среднесрочную (3-5 лет) и долгосрочную (10-15 лет) перспективу. Данный алгоритм предусматривает следующий порядок действий.

1. Установление горизонтов (интервалов) прогнозирования спроса на электрическую энергию и мощность для целей обеспечения балансовой надежности ЕЭС России (от 3-5 до 15 лет).

2. Идентификация (уточнение) границ ценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), объединенных энергосистем (ОЭС), зон свободного перетока и локальных (региональных) энергосистем на прогнозный период - с целью учета изменений нормативно-правовой базы электроэнергетики и регламентов ОРЭМ.

3. Формирование (уточнение) информационной базы. Результат:

- прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России, ОЭС и субъектам РФ;

- прогноз спроса на электрическую мощность по ЕЭС России, ОЭС и субъектам РФ, учитывающий: прогнозируемые максимумы нагрузки потребителей; сальдо экспорта (импорта) электрической мощности и её нормативный резерв; ограничения по использованию установленной мощности электростанций; мероприятия по вводу, демонтажу, модернизации и реконструкции действующего генерирующего оборудования;

- прогноз динамики и структуры установленной мощности электростанций. Перечень новых вводов объектов по производству электрической энергии на прогнозный период, а также мероприятий по демонтажу, модернизации и реконструкции действующего генерирующего оборудования формируется на основе предложений генерирующих компаний;

- перечень реализуемых и перспективных инвестиционных проектов по развитию системообразующих электрических сетей. Указанный перечень формируется с учетом результатов выполненных электрических расчетов по перспективной расчетной модели ЕЭС России.

4. Уточнение целей обеспечения балансовой надежности.

- корректировка (верификация, обоснование, мониторинг): Генеральной схемы развития объектов электроэнергетики, схемы и программы развития ЕЭС России, субъектов РФ и т.п.;

- продление сроков прогнозирования на следующий расчетный шаг (интервал) формирования прогнозов.

5. Принятие целевых установок по определению и использованию нормативов балансовой надежности применительно к условиям развития ЕЭС России (регламентируются СО ЕЭС).

Механизмы формирования и использования нормативов надежности дифференцированы в зависимости от горизонта прогнозирования и уровня управления ЕЭС России.

6. Анализ условий обеспечения балансовой надежности ЭЭС (применительно к п.6 и п.7 - в границах ОЭС, зон свободного перетока и локальных энергосистем).

6.1. Для каждой ЭЭС в составе ЕЭС России и интервала прогнозирования анализируются условия поставки (купли-продажи) электрической энергии и мощности.

- Производится идентификация и ранжирование генерирующих мощностей, локализованных на территории ЭЭС по установленной мощности, маневренности (структуре) и цене:

a. из числа действующих генерирующих мощностей каждого типа выбирается наиболее крупный энергоблок (или электростанция в целом);

b. аналогичный выбор осуществляется для вновь вводимых генерирующих мощностей (по утвержденной инвестпрограмме) и демонтируемых (консервируемых) мощностей.

- Оцениваются объемы и стоимость импорта электрической энергии и

мощности в ЭЭС.

- Оцениваются максимальные ограничения мощности, связанные с отключением линии электропередачи (ЛЭП) в схемах выдачи мощности наиболее крупных генерирующих мощностей ЭЭС.

- Оценивается величина дефицита электрической мощности в ЭЭС, обусловленная отключением:

a. наиболее крупного генератора АРген ;

b. наиболее загруженной ЛЭП в схеме выдаче мощности наиболее крупных генерирующих мощностей или электростанции в целом

АР ЛЭП '

c. наиболее загруженной межсистемной ЛЭП, по которой осуществляется импорт электрической энергии на территорию ЭЭС

АР ЛЭП

6.2. Для каждого интервала прогнозирования оцениваются прогнозные уровни электропотребления и нагрузки в ЭЭС.

Определение нормативного требования по содержанию резерва мощности на территории ЭЭС при отсутствии атомных электростанций ( РЭЭС ) производится, исходя из принципа N-1 [4-5]:

норм

ЭЭС

АР ЛЭП АР ЛЭП

(1)

^ ; норм + АЭС

а при наличии атомных станций ( ЭЭС

) - исходя из принципа N-2, т.е. с

учетом выведенной в ремонт мощности АРрем :

ЭЭС / \1 рем

норм+АЭС ЭЭС

АР

(2)

6.3. Балансовая надежность ЭЭС для каждого 1-го интервала прогнозирования определяется, исходя из соотношений:

факт, г

ЭЭС >

норм,г

ЭЭС

ген

где оценка фактического (располагаемого) резерва определяется как:

ЭЭС

факт, г

ЭЭС

ЭЭС ЭЭС

(4)

ЭЭС

Оценки поставки мощности на территорию ЭЭС ( ) и ее потребления на

р

территории ЭЭС ( 1 -) соответственно равны:

,г

ЭЭС

= Т р

+ Т + Т

ЭЭС нагрд

ЭЭС

+ Т + Т

эксп

+ Т

+ Т

ра

(5)

= Т

(6)

+ Т

ЭЭС +

+ Т

ЭЭС нагрн

¿ен

ЭЭС

имп

ввод ген

консерв ген

+

ЭЭС

вывод

ген

консерв

ген

где: Т р ¿—! ген - располагаемая мощность генераторов в ЭЭС;

ЭЭС Т Р ^ имп(эксп) - импорт (экспорт) электрической мощности в ЭЭС;

_ Рввод( вы»д) ген - ввод (вывод) генерирующей мощности в ЭЭС;

-ш-~~консерв +( - ) У Р ген - выводимая из консервации (+) / подлежащая консервации (-) электрическая мощность;

ЭЭС У Р нагрд(н) - мощность, отпускаемая действующим (д) / вновь присоединенным (н) потребителям в ЭЭС;

У Р ^ огран - сетевые ограничения (запертая мощность).

Условия формирования спроса-предложения электрической энергии и мощности в зоне ответственности ЭЭС определяются:

- наличием/отсутствием рыночных рисков;

- техническими условиями и средствами обеспечения балансовой надежности;

- динамикой технических показателей надежности ЭЭС за истекший 5-летний период;

- основными принципами и направлениями программы социально-экономического развития региона(ов);

- статусом региона(ов) в Генеральной схеме развития электроэнергетики и программе социально-экономического развития РФ и ее субъектов;

- наличием/отсутствием сетевых ограничений и ограничений выдачи мощности.

Факторами, влияющими на формирования спроса-предложения в зоне ответственности ЭЭС, являются: номенклатура генерирующих, сетевых системообразующих объектов, уровень их загрузки, степень их износа, показатели аварийности; структура потребителей и их отраслевая принадлежность; возможности экспорта-импорта электрической энергии и мощности; технические показатели надежности генерирующих и сетевых объектов.

Величина АР = (

определяет расчетный небаланс ЭЭС

по мощности для 1-го интервала прогнозирования.

Стоимость поставки избыточной электрической мощности из ЭЭС (в случае

д о > 0 ) определяется ценой ее поставки от генераторов, не включенных в график

/\± ээс 4

покрытия нагрузки ЭЭС. Стоимость поставки мощности в дефицитную ЭЭС (в случае л р < 0 ) определяется:

/\1 ЭЭС 4

a. ценой ее поставки по импорту - в случае отсутствия ввода генерирующих мощностей на территории ЭЭС или

b. ценой поставки мощности от вновь сооружаемых генерирующих мощностей, размещаемых на территории ЭЭС.

7. Оценка возможности балансирования спроса-предложения электрической мощности на основе межсистемных перетоков. Осуществляется следующим образом:

7.1. Формируется перечень избыточных ( АРээс 4 > 0 ) и дефицитных

¿\1 ээс

(

ЭЭС

ЭЭС

норм 4

ЭЭС

целом:

< 0 ) ЭЭС с целью оптимизации балансовых перетоков. 7.2. Производится анализ достаточности резервов мощности в ЕЭС России в

норм,г (у )

АР

ЕЭС

=[Т

АР ЭЭС г, + Т

АР ЭЭС ,у

-Т Л ЭЭС ] > 0

. (7)

7.2.1. В случае выполнения неравенства (7) корректируются межсистемные перетоки с целью их сбалансирования до уровня, не превышающего У мощности наиболее крупного генератора в ЭЭС [4]:

АР ЭЭС , г

< 1 / 2 тах[

Р

ген

ввод ген

консерв + ген

(8)

Примечание. СО-ЕЭС могут применяться и иные критерии.

Дополнительно проверяется сбалансированность ОЭС, зон свободного перетока и локальных (региональных) энергосистем по отпуску электрической энергии потребителям.

7.2.2. В случае невыполнения неравенства (7) производится частичное

сокращение небалансов

А Р ЭЭС , г (у )

. Мощность в объеме потенциально

балансируемого её дефицита в ЕЭС России _0,АРЕЭС , где 0 < ^ < 1, предъявляется

СО-ЕЭС к покупке на рынок мощности - долгосрочный конкурентный отбор мощности (КОМ).

Введение рынка дополнительных системных услуг предопределяет возможность покупки резервной мощности у других участников рынка, в том числе у потребителей (за счет их частичной разгрузки).

7.2.3. Формирование альтернативных вариантов балансирования спроса электрической мощности в ЭЭС предполагает:

- ввод новых генерирующих мощностей;

- увеличение поставка мощности в ЭЭС по импорту;

- расконсервацию генерирующего оборудования;

- введение ограничений на поставку мощности обслуживаемым потребителям с возмещением им упущенной выгоды или ущерба (при введении режима ограничений без предварительного согласования с ними);

- использование системного эффекта (изменение декретного времени).

7.2.4. Приведение вариантов к сопоставимому виду и их стоимостная оценка. Все альтернативные варианты решения проблемы обеспечения балансовой надежности ЕЭС России должны быть полностью сопоставимы по показателям надежности электроснабжения потребителей и системной надежности; объемам поставки (передачи) резервной мощности и временным

условиям ее предоставления; уровням балансирования

спроса-предложения ЭЭС.

Критерии оценки экономической целесообразности реализации инвестиционного проекта: максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД >0); индекс доходности ИД >1; внутренняя норма прибыли, превышающая внутреннюю норму доходности; минимальный срок окупаемости капиталовложений (Т).

7.3. Решение вопроса об экономической целесообразности сооружения межсистемной ЛЭП (повышении пропускной способности действующей линии) принимается по результатам технико-экономического анализа условий поставки электрической энергии и мощности в ЭЭС, соединяемые проектируемой межсистемной ЛЭП.

Анализ проводится с учетом прогнозной информации об объектах генерации и потребителях в рассматриваемых ЭЭС (производится технико-экономическая оценка действующих межсистемных ЛЭП). Ограничивающими условиями и факторами являются:

- ожидаемый низкий уровень прогнозных цен поставки электрической энергии и мощности от вновь сооружаемых генерирующих мощностей на территории дефицитной ЭЭС по сравнению с ценой поставки электрической энергии и мощности по импорту от вновь сооружаемой межсистемной ЛЭП;

- высокий уровень балансовых перетоков электрической мощности между ЭЭС, превышающий проектные (нормативные) оценки;

- несопоставимые уровни затрат на сооружение межсистемной ЛЭП с компенсацией убытков (ущербов) потребителей от недоотпуска электрической энергии вследствие системных ограничений (дефицита мощности) в ЭЭС;

- нестабильность экономической ситуации (в отраслях потребителей, регионе и стране в целом), предполагающая высокий уровень рыночных и финансовых рисков для потребителей и вследствие этого возможную существенную корректировку их спроса на электрическую энергию;

- низкий уровень загрузки существующих межсистемных ЛЭП в дефицитной ЭЭС вследствие не устранённых балансовых ограничений;

- наличие крупных энергоемких потребителей в ЭЭС, потенциально готовых к поставке резервной мощности в объеме частичного

снижения потребляемой мощности.

Экономическая оценка целесообразности сооружения межсистемной ЛЭП производится с учетом рисков реализации инвестиционного проекта.

8. Определение общей стоимости услуг по обеспечению балансовой надежности ЕЭС России. Осуществляется:

А. при оказании услуг действующими субъектами рынков:

исходя из цен и объемов поставки электрической энергии и мощности объектами генерации, участвующими:

- в создании и предоставлении резервной мощности на специализированных секторах ОРЭМ: рынке дополнительных системных услуг и рынке мощности (КОМ);

- в поставке электрической энергии на рынке «на сутки вперед» и на балансирующем рынке - объекты генерации, участвующие в создании и предоставлении резервной мощности на рынках дополнительных системных услуг и в конкурентном отборе мощности;

исходя из цен и объемов поставки электрической энергии и мощности крупными энергоемкими потребителями, гарантирующими поставщиками и независимыми сбытовыми компаниями, участвующими:

- в поставке резервной мощности на рынке дополнительных системных услуг;

- в поставке электрической энергии на рынке «на сутки вперед» и на балансирующем рынке (при предоставлении резервной мощности на рынке дополнительных системных услуг и при наличии генерирующих мощностей);

исходя из единичной (удельной) стоимости и объемов оказания сетевых услуг по передаче резервной мощности (балансовые перетоки). Стоимость единичной услуги определяется регулируемыми (специализированными) тарифами на сетевые услуги по передаче резервной мощности. Объем балансовых перетоков для целей обеспечения балансовой надежности 4-ой ЭЭС определяется, исходя из условия планового импорта

резервной мощности: соответствует объему расчетного небаланса АР.Э.ЭС ■;

Б. при оказании услуг новыми субъектами ОРЭМ - участниками открытых конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии:

исходя из цен и объемов поставки электрической энергии и мощности вновь сооружаемыми объектами генерации, участвующими:

- в создании и предоставлении резервной мощности на рынке мощности (долгосрочном КОМ);

- в поставке электрической энергии на рынке «на сутки вперед» и балансирующем рынке;

В. при оказании сетевых услуг новыми субъектами оптового и розничного рынков, введенных в эксплуатацию в целях обеспечения балансовой надежности ЕЭС России и ее ОЭС, надежности электроснабжения конечных потребителей локальных ЭЭС:

исходя из единичной (удельной) стоимости и объемов оказания сетевых услуг. Стоимость единичной услуги определяется регулируемыми тарифами на сетевые услуги, определяемыми по общепринятой методике. Объем услуг соответствует объему расчетного небаланса АР.Э.ЭС ■ •

Ограничение. Общая стоимость услуг по обеспечению балансовой надежности ЕЭС России не должна существенно превышать стоимость возмещения ущербов и иных компенсационных платежей участникам оптового и розничных рынков, возникающих в связи с системными авариями, ограничениями поставок электрической энергии и мощности, недоотпусками электроэнергии сверх согласованных с участниками (договорных) значений. Заявленные участниками оптового и розничных рынков значения ущербов предопределяют оценку рыночной стоимости обеспечения балансовой надежности ЕЭС России.

9. Дифференцированный учет фактора надежности при ценообразовании на оптовом и розничных рынках электрической энергии. Данный учет производится при формировании:

- сетевых тарифов на передаваемую электрическую энергию и мощность;

- договорных отношений между производителями и потребителями электрической энергии на рынке дополнительных системных услуг;

- договорных отношений с производителями энергии на долгосрочном КОМ;

- договорных отношений гарантирующих поставщиков, независимых

сетевых компаний с потребителями розничного рынка. 10. Корректировка прогнозно-плановых документов по результатам экономической оценки эффективности и выбора (уточнения) мероприятий по обеспечению балансовой надежности ЕЭС России.

В статье рассмотрены концептуальные основы резервирования ЕЭС России в целях обеспечения достаточности балансовой надежности и принципы экономического обоснования размеров и размещения резервов в условиях действующего в настоящее время рынка электроэнергии и мощности.

Для реализации рассмотренного концептуального подхода требуется: нормативно-правовое оформление механизма участия в обеспечении балансовой надежности различных групп участников оптового и розничных рынков; «гармонизация» (согласование) механизмов ценообразования на эти услуги; установление экономических санкций за нарушение принятых обязательств; использование в экономических расчетах понятия «заявленный субъектом рынка ущерб от перерывов энергоснабжения и недоотпуска электроэнергии».

Литература

1. Афанасьев В.В. Влияние основных факторов на показатели структурной и балансовой надежности электроэнергетической системы // Актуальные вопросы технических наук: материалы межд. заоч. науч. конф. (г. Пермь, июль 2011 г.) / Под общ. ред. Г.Д.Ахметовой. - Пермь: Меркурий, 2011. - С. 51-53.

2. Будовский В.П. Оценка балансовой надежности энергосистемы величиной риска дефицита мощности // Энергетик. 2010, № 8, с. 9-11.

3. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Обеспечение надежности электроэнергетических систем при управлении их развитием в условиях реформирования электроэнергетики. - Сыктывкар, 2009. - 44 с. (Новые научные методики и информационные технологии / Коми научный центр УрО РАН, вып. 63).

4. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем СО 153-34.20.118-2003 / утв. Приказом Минэнерго РФ от 30.06.03г. № 281.

5. Основные положения (Концепция) технической политики в электроэнергетике России до 2030 г. / ОАО «РАО ЕЭС России». - 2008. - 90 с. (http://www.rao-ees.ru/ru/invest_inov/concept_2030.pdf).