Оптимизация режимов - основа эффективности больших энергосистем
На снимке из Google Maps штаб-квартира филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги - как вариант размещения ЦДУ ЕЭС СНГ
Примечания:
1. Следует особо подчеркнуть, что ряд ученых и специалистов-энергетиков считают необходимым в целях разнесения затрат на содержание резервов, создания условий для снижения тарифов, в том числе за счет совершенной конкуренции, обеспечения надежности, устойчивости и живучести параллельно работающих энергосистем незамедлительно рассмотреть и решить вопрос о целесообразности создания Центрального диспетчерского управления энергетических систем стран СНГ для оптимизации режимов.
ЦДУ ЕЭС СНГ могло бы быть создано Электроэнергетическим Советом СНГ, как некоммерческая организация, в рамках межгосударственных документов, утвержденных Советом Глав правительств стран СНГ и подчинено Исполнительному комитету Электроэнергетического Совета СНГ. Тем более, что де факто Единая электроэнергетическая система бывшего СССР продолжает функционировать.
События, начавшиеся в национальной энергосистеме Украины в 4 часа 28 минут 20 ноября 2015 г., вызвавшие энергетическую катастрофу Крымского полуострова, возможные непредсказуемые и необратимые последствия от подобного и иных видов аварий усиливают актуальность наднационального совместного органа управления режимами электрических систем. В качестве аналога укажем на создание Европейским союзом ENTSO-E* - межнационального системного оператора, имеющего ключевое значение для параллельно работающих энергосистем Европы.
*Справочно: ENTSO-E учрежден 19 декабря 2008 г. в Брюсселе 42 TSO стран Европы в соответствии и на основании Третьего пакета. Преемник региональных объединений ATSO, BLTSO, ETSO, NORDEL, USTE и UKTSOA
2. Все права на снимок принадлежат Google
Структура договорных отношений в этот период определялась РАО «ЕЭС России» как организатором оптового рынка.
На 1996 год приказом РАО «ЕЭС России» от 15.03.1996 предусматривалось заключение следующего комплекта договоров.
1. Договор оказания услуг по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы Российской Федерации (абонентная плата) заключает РАО «ЕЭС России» с АО-энерго, являющимися субъектами ФОРЭМ, за исключением избыточных АО-энерго.
Избыточные АО-энерго заключают особый договор смешанного типа с АО «ЦДУ ЕЭС России» и РАО «ЕЭС России» при поставке электроэнергии на оптовый рынок, а также оказание услуг РАО «ЕЭС России» по функционированию и развитию ЕЭС.
2. Технический договор о параллельной работе в составе ЕЭС России.
Договор заключается между АО «ЦДУ ЕЭС России (ОДУ), АЭС и электростанциями ЕЭС России (ТЭС, ГЭС) – субъектами ФОРЭМ.
С АО-энерго заключается техническое дополнительное соглашение о параллельной работе к договору, заключенному в соответствии с п. 1 настоящего Положения.
Технический договор о параллельной работе и дополнительное соглашение являются неотъемлемой частью договора об оказании услуг РАО «ЕЭС России» по функционированию и развитию ЕЭС России.
3. Коммерческие договоры о поставке электроэнергии и мощности на оптовый рынок и с оптового рынка, а также об оказании диспетчерских и иных услуг.
В условиях сохранения одноуровневой структуры ФОРЭМ заключаются 2-х сторонние коммерческие договоры, кроме договоров с АЭС, которые являются 3-х сторонними ввиду участия в них концерна «Росэнергоатом».
Эти договоры заключает АО «ЦДУ ЕЭС России» с электростанциями (АЭС и концерн «Росэнергоатом») и АО-энерго.
При выводе на ФОРЭМ в качестве Покупателей крупных потребителей электроэнергии (мощности) допускается заключение 3-х сторонних договоров между АО «ЦДУ ЕЭС России» (Оператором ФОРЭМ), Покупателем (крупным потребителем) и АО-энерго, на территории которого находится Покупатель, как организацией, оказывающей Покупателю услуги по обеспечению надежности электроснабжения.
В данных договорах предусматривается сохранение за АО-энерго функций энергоснабжающей организации по отношению к Потребителю – субъекту ФОРЭМ.
Поставка электроэнергии, мощности и особых услуг осуществляется в объеме, в сроки, по тарифам и нормативам, указываемым в приложениях (на каждый квартал) к договорам.
Обеспечивается оперативное регулирование приема от Поставщика, передачи через сети ЕЭС России электроэнергии по количеству, в сроки, предусмотренные в приложениях к договорам, и в соответствии с диспетчерскими графиками нагрузки, задаваемыми в установленном порядке, а также передачи электроэнергии в сети Покупателя.
Оператор ФОРЭМ осуществляет учет количества и стоимости электроэнергии, мощности и особых услуг, переданных Поставщиком, определение плановых и фактических платежей между субъектами ФОРЭМ, исходя из первичных актом приемки-передачи электроэнергии и мощности, тарифов и нормативов, схем платежей и других условий настоящего договора, учет оплаты Покупателем полученной электроэнергии в разрезе Поставщиков и передачей им этих данных.
В соответствии с договорами Покупатели обязуются принимать электроэнергию и мощность из сети УЭС России и оплачивать их стоимость непосредственно Поставщику.
Стоимость электроэнергии, фактически переданной Поставщиком, определяют Оператор ФОРЭМ и Поставщик на основе выполненных расчетов с учетом отклонений фактических объемов поставки электроэнергии от договорных объемов, указанных в приложении 1 к договору.
При отклонении количества электроэнергии и мощности от договорных величин определение стоимости электроэнергии и мощности производится в согласованном порядке и сообщается Поставщику и Покупателю.
Договор об оказании услуг дефицитным АО-энерго по получению электроэнергии с ФОРЭМ через сети ЕЭС России в пользу третьих лиц заключается между Оператором ФОРЭМ и Покупателем – субъектом рынка.
В договор включается следующее:
Покупатель обязуется оплачивать непосредственно Поставщику, указанному или не указанному в договоре, стоимость электроэнергии, мощности и особых услуг, полученных им с ФОРЭМ. Стоимость полученных электроэнергии и мощности определяется на основе объема сальдо-перетоков электроэнергии и мощности, согласно утвержденного Минэкономики России баланса и тарифов, утвержденных для него ФЭК.
Стоимость особых услуг определяется Оператором ФОРЭМ на основе утвержденного ФЭК для концерна «Росэнергоатом» норматива и включается в стоимость сальдо-перетоков электроэнергии и мощности, полученной Покупателем с ФОРЭМ.
Неотъемлемой частью договора является «Соглашение по порядку, срокам и форме оплаты электроэнергии и мощности, получаемых с ФОРЭМ».
Стоимость электроэнергии, фактически полученной Покупателем, определяют Оператор ФОРЭМ и Покупатель на основе выполненных расчетов с учетом отклонений фактических объемов поставки электроэнергии от договорных объемов, указанных в приложениях к договорам.
При отклонении количества электроэнергии и мощности от договорных величин определение стоимости электроэнергии и мощности производится в согласованном порядке и сообщается Покупателю.
При осуществлении фактических платежей, они могут быть распределены, по указанию Оператора ФОРЭМ, между АЭС – как Поставщиком электроэнергии и мощности и концерном «Росэнергоатом» - как Поставщиком особого вида услуг по согласованию сторон.
Основные положения «Соглашения по порядку, срокам и форме оплаты электроэнергии и мощности, получаемых с ФОРЭМ»:
Оплату стоимости полученной электроэнергии Покупатели осуществляют по схеме и плановым размерам платежей непосредственно Поставщикам в порядке авансовых (плановых) платежей платежными поручениями.
Окончательный расчет за расчетный месяц осуществляется не позже 10 числа месяца, следующего за расчетным.
Схемы и плановые объемы платежей (счет-извещение, счет-требование) передаются Оператором ФОРЭМ Поставщику, а также каждому Покупателю до начала месяца поставки, сто является неотъемлемой частью договоров, заключенных ими с Оператором ФОРЭМ.
Покупатели оплачивают Поставщикам полностью стоимость полученной электроэнергии в размерах, указанных в договорах, с учетом корректив, выполненных оператором ФОРЭМ, по тарифам, утвержденным в установленном порядке.
При оформлении договора в ОДУ (по доверенности АО «ЦДУ ЕЭС России»), он подлежит согласованию в АО «ЦДУ ЕЭС России» и вступает в силу после оформления в АО «ЦДУ ЕЭС России» подписью ответственного должностного лица и печатью АО «ЦДУ ЕЭС России».
Не допускается заключения прямых договоров как между субъектами рынка, так и за его пределами.
Анализ результатов деятельности субъектов ФОРЭМ за 1996 год выявил необходимость перестройки договорных отношений на 1997 год.
Основной недостаток договоров 1996 года, по мнению субъектов ФОРЭМ, состоял в том, что конкретный Продавец не имел договора с конкретным Покупателем, несмотря на наличие имевшегося между ними Соглашения по порядку, срокам и форме оплаты.
Указанное обстоятельство, по мнению Продавцов, вело к затруднениям в арбитражных делах.
С 1 января 1997 года введен в действие новый пакет документов, регламентирующих договорные отношения между субъектами ФОРЭМ.
В условиях государственного регулирования тарифов и установления тарифов для каждого субъекта ФОРЭМ, непосредственное взаимодействие между ними в рамках договора купли-продажи невозможно, поскольку каждый участник рынка имеет установленные именно для него органом государственного регулирования тарифы на электроэнергию и мощность. Однако, учитывая тот факт, что формирование тарифов для покупателей оптового рынка электроэнергии (мощности) производится на основании совокупных затрат поставщиков на ее производство, а объемы производства и потребления (включая потребление на транспорт электроэнергии, т.е. потери в сетях) электроэнергии (в силу физических особенностей электроэнергии) всегда равны, можно утверждать, что плановая совокупная стоимость купленной (полученной с рынка) электроэнергии (мощности) равна плановой совокупной стоимости поставки ее на оптовый рынок. Поэтому Поставщик и Покупатель могут иметь договорную величину поставки электроэнергии, равную величине платежа данного Покупателя данному Поставщику. Определение объема платежа является одной из функций Оператора ФОРЭМ, становящегося третьей стороной договора.
Принятая форма трехстороннего договора с участием Оператора ФОРЭМ в лице ЦДУ ЕЭС России предусматривает поставку Поставщиком (ГРЭС, ГЭС, АЭС, избыточным АО-энерго) электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ, прием Покупателем (дефицитным АО-энерго) электроэнергии (мощности с ФОРЭМ и оказание Оператором ФОРЭМ сторонам договора услуг по диспетчерско-технологическому и коммерческому обеспечению их деятельности. Определение перечня Покупателей для каждого Поставщика производится Оператором ФОРЭМ посредством разработки схемы платежей в разрезе месяца, являющегося расчетным периодом для осуществления платежей между субъектами ФОРЭМ. Формирование схем платежей производится на основе следующих принципов.
6.6. Принципы формирования платежей
1. Схема платежей как документ, определяющий прикрепление определенных дефицитных субъектов (Покупателей) ФОРЭМ в качестве плательщиков к конкретным избыточным субъектам ФОРЭМ (Поставщикам), разрабатывается и утверждается в годовом разрезе.
2. Включению в схему платежей в качестве Покупателя или Поставщика подлежат все предприятия, выведенные на ФОРЭМ решением Федеральной энергетической комиссии и имеющие утвержденный тариф и объем поставки или приема электроэнергии, мощности, услуг.
Каждый Покупатель является плательщиком одного или нескольких Поставщиков.
3. Ежемесячная схема платежей разрабатывается на основе утвержденной годовой схемы с использованием уточненных в месячном разрезе объемов поставки-приема электроэнергии, мощности (для дефицитных АО-энерго – с учетом потерь в сетях) и услуг, а также тарифов, утвержденных ФЭК, и условий заключенных договоров.
4. Суммарная величина платежей, осуществляемых всеми плательщиками определенному Поставщику, должна быть не менее стоимости электроэнергии, мощности, услуг, отпускаемых Поставщиком на ФОРЭМ в любой планируемый период года.
5. Суммарная величина платежей, осуществляемых каждым Покупателем-плательщиком всем закрепленным за ним Поставщиком, не должна превышать стоимость полученных Покупателем с ФОРЭМ электроэнергии, мощности и услуг в любой планируемый период года.
6. Наличие отклонений от указанных в п.п. 4, 5 величин допускается при условии компенсации в последующем планируемом периоде.
7. При утверждении ФЭК тарифного небаланса на ФОРЭМ, величина небаланса в стоимостном выражении учитывается в схеме платежей отдельной строкой с целью компенсации в следующем периоде регулирования тарифов.
При разработке типовых договоров на 1997 год было предусмотрено участие в договоре Покупателя (дефицитного АО-энерго, Потребителя). В результате этого в 3х сторонних договорах значительно повышен уровень ответственности Покупателя перед Продавцом за полноту и своевременность оплаты полученной с ФОРЭМ электроэнергии и мощности:
1. В договоре 1997 года (для ГРЭС, ГЭС, избыточных АО-энерго):
1.1. При нарушении уровня оплаты денежными и приравненными к ним средствами на расчетный счет Поставщика и при нарушении уровня пропорциональности оплаты Поставщик имеет право на безакцептное списание средств с расчетного счета Покупателя (п. 6.5. договора ) 1.2. При возникновении задолженности Покупателя, превышающей 2-х месячный объем покупки электроэнергии и мощности, в установленном порядке могут быть введены ограничения поставки электроэнергии и мощности на объем недоплаты (п. 6.6. договора).
1.3. При невозможности введения ограничений, Покупатель выплачивает Поставщику пеню в размере 0,03% за каждый просроченный день даты окончательного расчета (п. 6.7. договора).
2. В договоре 1997 года (для АЭС):
2.1. В случае неоплаты в указанный в договоре срок Поставщик и Концерн имеют право произвести снятие сумм задолженности в безакцептном порядке (п. 7.9. договора).
2.2. В случае несвоевременной оплаты за отпущенную электроэнергию, мощность, оказанные услуги за каждый просроченный день, начисляется штраф, в размере месячной процентной ставки рефинансирования ЦБ РФ установленной на данный период (п. 7.9. договора).
2.3. При возникновении задолженности Покупателя, превышающей 2-х месячный объем покупки электроэнергии и мощности, в установленном порядке могут быть введены ограничения по Методике, утвержденной РАО “ЕЭС России” на объем недоплаты (п. 7.10. договора).
Однако жесткая взаимосвязь конкретных Продавцов и Покупателей снижает возможность замены одних покупателей другими в связи с материально-технологическими потребностями Продавцов. В договорах предусмотрена возможность обмена базовыми плательщиками (Покупателями) по согласованию сторон.
Введенная в 1997 году форма трехстороннего договора применяется до настоящего времени (с учетом соответствующих изменений).
Одним из наиболее существенных нововведений ФОРЭМ того периода можно считать проведение торгов по продаже электроэнергии, вырабатываемой ГЭС.
Торги проводились на основании “Временных правил проведения торгов (конкурса) на продажу сверхпланового объема электрической энергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями" (постановление ФЭК РФ от 30.04.99 №21/1).
Дополнительно произведенная электроэнергии реализуется на торгах по тарифам, более низким, чем установленные ФЭК при формировании планового баланса. При этом создается возможность:
- прекратить холостые сбросы воды на каскадах ГЭС;
- разгрузить тепловые станции, как федерального уровня, так и входящие в состав АО-энерго, заменить их дешевой гидроэнергией;
- снизить тарифы для Покупателей ФОРЭМ и, следовательно, для Потребителей розничного рынка;
- улучшить структуру оплаты электроэнергии, отпускаемой ГЭС, поскольку условия торгов предусматривают наличие гарантий оплаты в денежной форме со стороны Покупателей.
Наряду с проведением торгов дополнительно выработанная электроэнергия реализуется в оперативном режиме в рамках оперативных договоров по ценам, согласованным сторонами договора, но не превышающим тарифы, установленные ФЭК РФ для Поставщика.
6.7. Модели рынка электроэнергии
В разных странах применяются четыре Модели оптового рынка электроэнергии.
1. Регулируемая естественная монополия,
2. Единственный покупатель,
3. Конкуренция на оптовом рынке,
4. Конкуренция на оптовом и розничном рынках.
1. Регулируемая естественная монополия
Эта форма целесообразна в рыночных условиях, если одна компания, благодаря положительному эффекту «масштаба производства», может снабжать потребителей с меньшими издержками, чем две или большее число компаний. Такие компании, называемые естественными монополиями, регулируются государством, для невозможности использовать свое монопольное положение. Такие вертикально-интегрированные компании охватывают все сферы производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии и несут ответственность за бесперебойное электроснабжение потребителей на своей территории.
Основой ЕЭС СССР были Федеральные (областные, краевые) государственные энергосистемы, которые являлись «регулируемой естественной монополией».
Энергосистемы обеспечивали надежное энергоснабжение потребителей по минимальным тарифам, но требовали утверждения тарифов и корректировки экономических показателей по фактическому режиму.
2. Единственный покупатель (Закупочное агентство)
Когда конкурируют между собой лишь производители электроэнергии. Сфера генерации разделяется на несколько независимых электрогенерирующих компаний (ЭГК), которые начинают конкурировать друг с другом за поставку электроэнергии единому Закупочному агентству. В рамках последнего остаются вертикально-интегрированными схемы, и по отношению к потребителям оно по-прежнему является монополистом.
Поэтому деятельность Закупочного агентства должна регулироваться государством. За ним сохраняется ответственность за бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией и своевременное развитие электроэнергетической системы. При необходимости оно заключает долгосрочные с ЭГК или новыми производителями на строительство электростанций с тарифами на электроэнергию, обеспечивающими окупаемость инвестиций.
Закупка электроэнергии у действующих производителей также производится по долгосрочным регулируемым договорам.
Оперативно-диспетчерское управление, включая оптимизацию режимов, осуществляется аналогично регулируемой монополии.
В целом по Закупочному агентству цены различных производителей усредняются, что позволяет обеспечить низкий уровень тарифов у конечных потребителей.
Наряду с этим, в Модели «Единственный покупатель» реализуется эффект конкуренции между производителями электроэнергии. При правильном государственном регулировании, тарифы для потребителей будут, поэтому, ниже, чем в регулируемой монополии. В этом главное преимущество данной Модели рынка перед предыдущей.
Модель «Единственный покупатель» эффективна в изолированно работающих энергосистемах. При работе энергосистем в составе ОЭС функционирование усложняется и снижается эффективность.
3. Конкуренция на оптовом рынке
Сфера транспорта электроэнергии выделяется в самостоятельную регулируемую транспортно-сетевую компанию (ТСК), сферы распределения и сбыта электроэнергии дробятся по территориальному признаку с образованием нескольких распределительно-сбытовых компаний (РСК), монопольно снабжающих потребителей на своей территории.
Организуется оптовый рынок электроэнергии с Администратором торговой системы (АТС), на котором конкурируют генерирующие компании, и прекращается регулирование оптовых цен.
Создается также независимый Системный Оператор (СО), осуществляющий оперативно-диспетчерское управление. Деятельность СО должна координироваться с АТС, что создает определенные трудности, в том числе, по поддержанию надежности.
4. Конкуренция на оптовом и розничных рынках
Дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых распределительных компаний (по территориям) и множества независимых сбытовых компаний.
Организуются розничные рынки электроэнергии, на которых конкурируют друг с другом сбытовые компании (покупающие электроэнергию на оптовом рынке) и потребители. Прекращается регулирование розничных цен.
Следует отметить, что только две последние Модели называют «рынком», так как первые две Модели представляют рынки с регулируемыми тарифами.
Регулируемые рынки хороши для потребителей электроэнергии, так как тарифы устанавливаются на уровне средних.
Конкурентные рынки выгодны производителям электроэнергии.
В разных странах используются все Модели рынков электроэнергии, и в процессе работы ряд стран производит переход с одной Модели к другой.
Даже конкурентные рынка имеют ряд недостатков, главными из которых:
1) значительные затраты на организацию конкурентных рынков и их функционирование;
2) проявление «рыночной власти» в сфере генерации;
3) чрезвычайная изменчивость цен на спотовых рынках;
4) недостаток инвестиций в развитие генерирующих мощностей и электрических сетей;
5) снижение надежности электроснабжения;
6) повышение цен электроэнергии (на большинстве рынков);
7) эффект от дерегулирования, если он имеется, получают главным образом производители электроэнергии (а не потребители).
Эффективность функционирования рынка электроэнергии обеспечивается при наличии диспетчерского управления с оптимизацией режимов по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь в сетях.
Замена диспетчерского управления Системным оператором и АТС приводит к конкуренции тарифов и их значительному росту.
Как показал опыт, реформирование электроэнергетики целесообразно использовать Модель «Регулируемая естественная монополия» (Модель I) при сохранении регулирования тарифов на электроэнергию.
Конкурентные («дерегулированные») рынки электроэнергии (Модели III и IV) имеют объективно присущие им недостатки, в связи с чем, эти рынки потерпели неудачу во всех странах.
Наиболее же интересный и важный вывод состоит в том, что основной эффект от дерегулирования электроэнергетики (перехода от Моделей I и II к Моделям III и IV) получают производители электроэнергии, т.е. дерегулирование проводится в их интересах. Потребители же электроэнергии терпят лишь ущерб, в связи с повышением цен, дефицитом электроэнергии, снижением надежности электроснабжения и авариями.
Данные недостатки анализировались при проведении реформ в энергетике России.
Для устранения недостатков в 1988 году в России была разработана и успешно внедрена Российская Модель «Единый покупатель».
Российская Модель «Единый покупатель» позволила устранить ряд недостатков за счет решения задач Моделей I, II и III и сохранения госрегулирования тарифов, оптимизации режимов по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь в сетях и коррекции утвержденных тарифов по фактическому режиму.
6.8. О концепции формирования общего электроэнергетического рынка Евразийского экономического союза
Электроснабжение потребителей СССР и Финляндии обеспечивала ЕЭС России, а стран Европы (ЕЭС «Мир») за счет организации ЦДУ в Праге.
Эффективное функционирование ЕЭС СССР обеспечивало ЦДУ ЕЭС СССР с зональными ОДУ.
Режимы перетоков в ЕЭС «Мир» согласовывались с ЦДУ ЕЭС Европы (Прага).
Введение оптимальных режимов ЕЭС СССР обеспечивалось за счет оптимизации долгосрочных и оперативных режимов по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь в сетях.
После распада СССР была проведена реструктуризация ЕЭС России с ликвидацией ЦДУ ЕЭС России, оптимизации режимов и Российской Модели оптового рынка «Единый покупатель».
Ликвидация ЦДУ ЕЭС СССР привела к тому, что все затраты на поддержание холодного и вращающегося резервов, частоты легли на Россию.
Для исправления сложившегося положения необходимо:
1. Создать ЦДУ ЕЭС ЕАЭС.
2. Создать оптовый рынок электроэнергии ЕАЕС на базе оптимизации режимов работы и организации РДЦ ФОРЭМ ЕАЕС на бесприбыльной основе.
3. Разработать единую схему функционирования энергоснабжения в государствах для минимизации затрат и снижения тарифов.
4. Разработать план совершенствования управления ЕЭС России и рынком электроэнергии для снижения тарифов и повышения надежности электроснабжения.
7. Оптимизация режимов работы в Единой энергосистеме
7.1. Оптимизация режимов работы при параллельной работе электростанций
При параллельной работе возникают экономические противоречия между электростанциями – каждая электростанция, независимо от своих экономических показателей, заинтересована в увеличении загрузки для улучшения своих экономических показателей.
Это потребовало четкого распределения функций, обязанностей и ответственности:
-независимое центральное диспетчерское управление и объединенные диспетчерские управления (ЦДУ ЕЭС России и ОДУ) отвечают за оптимизацию режимов (экономичность работы), автоматическое регулирование частоты и напряжения, надежность работы и перспективу развития энергообъединения.
- субъекты ЕЭС России, электростанции и сетевые предприятия, независимо от форм собственности, отвечают за готовность к работе по диспетчерскому графику с максимальной нагрузкой (ремонт, подготовка персонала, обеспечение топливом и т.п.).
- инвестор отвечает за своевременный ввод субъекта ЕЭС России, качество выполненных работ, а также совместно с субъектом за уровень инвестиций (удельные капвложения);
- организатор рынка электроэнергии отвечает за эффективное функционирование рынка и своевременные платежи за полученную и поставленную электроэнергию.
Вследствие этого, все объекты ЕЭС России, независимо от форм собственности, должны иметь Государственные лицензии на параллельную работу, транспорт, электроснабжение потребителей и диспетчерское управление, а руководящий и ведущий персонал объектов ЕЭС России лицензии на право работы на субъектах ЕЭС России.
Оптимизация энергетических режимов в ЕЭС России должна производиться по минимуму затрат на топливо с учетом потерь в сетях, что обеспечивает «совершенную конкуренцию» между электростанциями с учетом сетевых ограничений, для обеспечения всех потребителей электроэнергией, в соответствии с заключенными договорами.
Только оптимизация режимов может обеспечить «совершенную конкуренцию».
По Закону РФ «Об электроэнергетике» оптимизация режимов имеет приоритет, что исключает возможность использовать «конкуренцию тарифов».
Вопросы оптимизации режимов энергосистем и электростанций практически возникли при строительстве электростанций снабжающих от общих шин нескольких потребителей, одними из первых работ в этой области были опубликованные в конце двадцатых годов работы Сахарова.
Широкое развитие работы по оптимизации режимов получили при создании и развитии ЕЭС России.
В Советском Союзе сложился ряд школ оптимизации, отличающихся друг от друга либо креном в одно из направлений оптимизации, либо различными подходами к решению задач оптимизации.
Наибольшее применение в практике работы энергосистем в то время нашли работы
ВНИИЭ-ВЦ ГТУ под руководством В.М. Горнштейна и Е.В. Цветкова, в которых применялся метод декомпозиции задач и уровней иерархии. В дальнейшем ВНИИЭ-ВЦ ГТУ был переименован в НТЦ ГТУ, затем в НТЦ ГВЦ , а в дальнейшем ликвидирован.
В.М.Горнштейн
Работы под руководством В.М. Горнштейна вплотную подошли к реализации современных рыночных принципов управления. В состав разработанных под его руководством комплексов программ входили:
- оптимизация внутристанционных режимов и построения эквивалентных
характеристик тепловых станций различного типа;
- оптимизация режимов электрических сетей и построения эквивалентных характеристик электрических сетей;
- краткосрочная оптимизация режима энергосистемы по активной мощности и построение эквивалентных характеристик энергосистем;
- краткосрочная оптимизация режима объединенных энергосистем по активной
мощности;
- планирование режимов и определения плана выработок и перетоков активной
мощности в годовом, квартальном и месячном разрезе для энергосистем и
объединений;
- анализ прошедшего режима по активной мощности в суточном и месячном разрезе для энергосистем и их объединений;
- расчет оптимальных (с точки зрения энергосистемы) многозонных тарифов на продажу и покупку энергии и активной мощности;
- определения взаимных платежей между энергосистемами за продажу/покупку электроэнергии и мощности.
К перечисленным комплексам примыкали комплексы долгосрочных программ оптимизации режимов водно-энергетических ресурсов, разработанных под руководством Е.В.Цветкова.
Успешно вопросы оптимизации энергетических и электрических режимов решались на Украине под руководством Л.В.Цукерника, а на Урале и Мосэнерго широко развивались работы по оптимизации внутристанционных режимов (В.М.Летун и Г.В.Микулич). В Сибирском энергетическом институте решались вопросы одновременной оптимизации режимов энергосистем по всем переменным (Л.А.Крумм).
К сожалению, в последнее время по целому ряду причин (в том числе удаления специалистов-энергетиков) в значительной мере эти работы утрачены и, кроме того, подходы, заложенные в этих комплексах, нуждаются в модернизации и изменении в связи с требованиями, предъявленными современными условиями развития техники и рыночных отношений.
Появившиеся собственники, понимая необходимость создания программ для расчетов, стали заказывать их разработку у зарубежных исполнителей, не имеющих опыта и знаний для их решения с учетом особенностей ЕЭС России.
Возникла настоятельная необходимость создания, с использованием предыдущего опыта работ в области оптимизации режимов, новых комплексов программ, предназначенных для обслуживания оптового рынка энергии и мощности.
Эти комплексы должны обеспечивать интересы, как отдельных участников рынка (его субъектов), так и всего рынка в целом.
Для разработки таких комплексов целесообразно восстановить Научный Технический Центр (вместо ликвидированного ранее), который с помощью творческих коллективов энергетиков обеспечит разработку и методическую и информационную увязку всех разрабатываемых программных продуктов.
В функции Научного Центра должны входить:
- определение номенклатуры и задач программных комплексов;
- создание творческих коллективов по разработке отдельных программных комплексов;
- разработка технических требований для отдельных программных комплексов;
- координация методических положений и информатизационная увязка всех программных комплексов;
- прием и апробация всех программных комплексов.
7.2. Оптимизация режимов – путь решения эффективного развития ЕЭС России и рынка электроэнергии и мощности
Решение комплекса задач по оптимизации режимов работы ЕЭС России, ОЭС и энергосистем позволяет решать все вопросы, связанные с эффективным развитием ЕЭС России и режимами работы (снижением затрат) на производство, передачу и электроснабжение потребителей.
При рассмотрении вопросов комплекса задач необходимо учесть опыт ЕЭС СССР, ЕЭС России, а также опыт передовых зарубежных стран (США, Англии, Франции, Германии, Испании, Японии и др.).
Во всех развитых странах, независимо от форм собственности, государство осуществляет жесткий контроль за тарифами или рентабельностью, при их утверждении и при свободном ценообразовании, для обеспечения экономически интересов производителей и потребителей
В настоящее время из-за критического состояния ЕЭС России возникает необходимость в преодолении создавшегося положения.
Сторонники проведенных реформ заявляют, что необходимые изменения недопустимы, из-за наличия собственников электростанций.
Однако это мнение не соответствует действительности, и об этом свидетельствует опыт США, Англии и других стран, а также ЕЭС России.
7.3. Оптимизация режимов
Для организации конкуренции, с целью извлечения дополнительной прибыли, ряд экономистов предлагают отделить производство электроэнергии от транспорта и распределения.
Разделение производства и передачи позволяет электроэнергию условно отнести к товару, а остальную часть сохранить как услугу.
Салли Хант и Грэм Шаттлуорт в работе «Конкуренция и выбор в электроэнергетике», ссылаясь на работу П. Джоскоу и Р. Шмалензи «Рынок электроэнергии» отмечают, что замена командно-административных взаимоотношений на контрактные слишком сложна, и дорогие операционные издержки зачастую не окупаются эффектом конкуренции при либерализации тарифов.
Кроме того, во всех странах мира признано, что разрушение вертикали управления в энергетике приводят к снижению надежности электроснабжения потребителей.
Вследствие этого, решение вопросов реструктуризации и выбор модели рынка должен производиться на базе тщательного анализа и технико-экономических обоснований.
При выборе Модели рынка для ЕЭС России необходимо учитывать факторы, препятствующие конкуренции производителей электроэнергии.
1. Наличие низкоэкономичных ГРЭС, работающих на дорогих видах топлива, вследствие чего они не могут участвовать в конкуренции производителей, но их работа необходима по условиям баланса мощности, устойчивости работы ЕЭС и социальным вопросам.
2. Отсутствие конкурентного рынка топлива. В Европейской части основным энергетическим топливом является природный газ, цена на который систематически повышается.
Основные угольные месторождения размещены в Восточных районах России, они монополизированы крупными частными владельцами, положение усложняется дороговизной доставки его в Западные районы России, вследствие чего стоимость угля значительно возрастает.
3. Наличие ограничений по пропускной способности системообразующей сети ЕЭС России.
4. Значительная протяженность системообразующей сети ЕЭС России, при большом отличии уровня топливной составляющей в себестоимости электроэнергии и тарифов.
5. Серьезные недостатки в организации расчета и утверждения тарифов.
Имеет место большой разброс тарифов в регионах и смежных энергосистемах, в том числе для населения. Так, тарифы в Бурятии значительно выше, чем тарифы в соседней Иркутской области.
6. Отсутствие современных программ для оптимизации режимов и расчетов стоимостных показателей на долгосрочный, краткосрочный периоды и в темпе процесса.
7. Для создания эффективного функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности необходима разработка комплекса современных программ для расчета оптимального баланса мощности и электроэнергии, в том числе в темпе процесса.
Для организации торговли электроэнергии в условиях конкуренции необходимо иметь точные данные по стоимости производимой электроэнергии каждой электростанцией в любой момент времени.
Для устранения сложившегося положения и создания необходимых условий, ЕЭС России требуются технические решения.
Основное внимание следует уделить организации конкуренции между производителями тепла.
Конкуренция между производителями тепла должна рассматриваться между существующими ТЭЦ и котельными, расположенные рядом, а также при выборе варианта строительства ТЭЦ или котельных.
ТЭЦ, производящие тепло и электроэнергию по теплофикационному циклу, имеют значительно лучшие технико-экономические показатели и должны иметь экономические преимущества перед котельной.
При плановой системе существовала методика распределения расхода топлива на электроэнергию и тепло, при которой весь эффект от комбинированной относился на выработку электроэнергии (физический метод). Благодаря этому удельные расходы на отпуск электроэнергии снижались, а удельный расход на тепло соответственно возрастал.В условиях рыночных отношений это приводит к тому, что тепло от ТЭЦ не может конкурировать с котельной.
В связи с переводом отрасли на рыночную экономику в начале 90-х годов встал вопрос о пересмотре методики распределения по «физическому методу».
Предлагался «экзегетический метод», при котором удельный расход топлива на тепло снижается, а на электроэнергию, соответственно, возрастает. Это решение привело к тому, что ТЭЦ стали отчитываться по отпуску тепла с КПД более 100%
В настоящее время во всех развитых странах имеется тенденция сооружения небольших ТЭЦ с применением парогазового цикла.
Для создания конкуренции ТЭЦ и котельных в России, необходимо эффект от теплофикационного цикла распределять так, чтобы распределение расхода топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплом производилась исходя из рыночных отношений.
7.4. Оптимизация режимов работы – основа повышения экономичности ЕЭС России
В течение последних лет интенсивно разрабатываются и внедряются методы оптимального управления технологическими процессами и хозяйственной деятельностью в различных отраслях промышленности.
Под оптимальным управлением понимается такое ведение производственного процесса или такая система ведения хозяйства, при которых достигается наибольший народнохозяйственный эффект. Выраженная в математической форме задача управления технологическим процессом называется целевой функцией. Уравнения, определяющие связь между основными элементами управляемого процесса, носят название уравнений связи.
В области энергетики одной из основных задач управления является оптимизация режима эксплуатации энергетических предприятий и объединений. Наряду с этой эксплуатационной задачей не меньшее значение имеет и проектная задача.
Разработка оптимальной стратегии развития энергетических систем и, в частности, электрических сетей, включающая выбор типов, мощностей и расположения новых электростанций и подстанций, напряжения, сечения проводов и конфигурации линий, образующих электрическую сеть и т. д.
Это очень сложная народнохозяйственная задача, при решении которой необходимо учитывать условия транспортировки топлива, возможность снабжения электростанций водой, удобство доставки потребителям электрической и тепловой энергии, требования санитарных норм, не допускающих загрязнения воздуха, условия удаления золы и шлака, наличие удобных площадок для строительства электростанций и жилых поселков при них и ряд других требований.
Рациональное решение может быть найдено методом перебора и сравнения большого количества вариантов с учетом ряда ограничений и выполнением необходимых технико-экономических расчетов, что требует применения современных математических методов и быстродействующих ЭЦВМ.
С этой задачей тесно связано размещение резервных мощностей в энергообъединениях. При этом важно правильно оценить размер резерва, необходимого для покрытия нагрузки системы при плановых ремонтах и повреждениях оборудования и непредвиденном росте нагрузки.
Здесь рассматриваются только вопросы, относящиеся к эксплуатационной задаче, т. е. к оптимизации режима работы энергетических объединений, с целью получения максимальной экономической эффективности эксплуатации энергетических предприятий при полном удовлетворении спроса на электрическую и тепловую энергию.
Основными из этих вопросов являются:
• определение необходимых технико-экономических показателей агрегатов и станций в темпе производства;
• выбор наивыгоднейшего состава работающего оборудования;
• наивыгоднейшее распределение активной нагрузки между электростанциями и между их агрегатами;
• наивыгоднейшее распределение реактивной нагрузки между станциями и между компенсирующими установками;
• определение наивыгоднейшего режима проведения работ по профилактическим ремонтам и чисткам оборудования;
• оптимизация режима вспомогательных систем (например, системы циркуляционного водоснабжения).
Решение всех этих задач также требует применения современных вычислительных средств, так как они характеризуются большим количеством исходных данных, уравнений и искомых величин, нелинейностью большинства зависимостей и практической невозможностью их удовлетворительной аналитической аппроксимации. При этом могут быть использованы как универсальные цифровые вычислительные машины, так и специализированные вычислительные устройства (СВУ).
Расчеты, связанные с оптимизацией режима работы энергосистем, во многих случаях требуют предварительных вычислений или использования результатов расчетов, имеющих самостоятельное значение.
Прежде всего, надо иметь в виду необходимость получения достоверной исходной информации для выполнения тех или иных расчетов или для автоматической оптимизации режима.
Это касается основных технико-экономических характеристик технологического оборудования и различных, изменяющихся во времени, величин, характеризующих протекание технологического процесса, например, давления и температуры пара, расхода воды, мощности, напряжения и др.
Эти переменные величины принято называть параметрами процесса (в отличие от математического смысла этого слова), хотя, конечно, было бы правильнее называть просто переменными.
При расчете долгосрочных и краткосрочных режимов (год, квартал, месяц, неделя, сутки) необходимо иметь представительные данные технико-экономических показателей. В настоящее время в качестве исходных данных используются нормативные характеристики, которые имеют значительные погрешности.
Для оптимизации режимов в темпе процесса, что является основой рыночных отношений, необходимо получение фактических данных, полученных с приборов.
Решение задач оптимизации затрудняется отсутствием или недостаточной пригодностью приборов для измерения расхода твердого топлива, анализа продуктов сгорания природного газа, определения содержания углерода в летучей золе, экспресс-анализа топлива (быстрого определения его теплотворной способности, зольности и влажности).
Одной из основных задач является выбор наивыгоднейшего состава работающего оборудования. Речь идет о сопоставлении возможного снижения затрат при пуске дополнительных агрегатов с перерасходом средств на пуск и на холостой ход вновь пускаемых агрегатов с учетом дополнительного износа их в нестационарных режимах.
Для решения этой задачи необходимо провести ряд расчетов для различных сочетаний работающих агрегатов и разных участков суточного или недельного графика нагрузки.
Нагрузки отдельных агрегатов должны быть заданы в результате расчета наивыгоднейшего режима работы станции, заключающегося в оптимальном распределении заданной нагрузки между агрегатами.
Следующей задачей является оптимизация режима работы каждого отдельно взятого агрегата. Под этим подразумевается непрерывное регулирование производственного процесса таким образом, чтобы при заданной нагрузке к. п. д. был максимальным.
Предлагаемая математическая модель построена на использовании расчета топливной схемы турбины и котла с определением зависимости всех факторов влияющих на экономичность.
Математическая модель может использоваться для расчета оптимизации долгосрочных, краткосрочных и оперативных режимов.
В качестве исходных данных должны использоваться параметры и величины, по которым может быть получена достоверная информация.
7.5. Требования к оптимизации режимов в условиях рыночных отношений
В условиях командной системы оптимизация режимов ЕЭС. ОЭС энергокомпаний и электростанций производилась по минимуму затрат на топливо с учетом потерь электроэнергии в сетях и дефицита отдельных видов топлива. В качестве исходных данных использовались утвержденные для каждой электростанции типовые технико-экономические характеристики.
Использование единых типовых характеристик позволяет эффективно распределять нагрузки между электростанциями, с учетом наличия отклонений фактических характеристик от типовых.
В результате оптимизации режимов определяется порядок загрузки и разгрузки электростанций для получения минимальных затрат на топливо с учетом потерь электроэнергии в сетях.
Однако при выполнении расчетов оптимального режима не предоставляется возможным определить тариф электроэнергии для каждой электростанции, участвующей в расчетах оптимального режима.
Рынок - это организация торговли, и каждый продавец должен точно знать, сколько фактически стоит его товар.
При внедрении рыночных отношений каждый продавец должен знать цену в каждый момент времени, чтобы выгодно (рентабельно) продать электроэнергию.
Вследствие этого, внедрение рыночных отношений и создание конкуренции повышает требование к алгоритмам и программам оптимизации режима электростанций, энергокомпаний ОЭС и ЕЭС России, для возможного выполнения всех расчетов в темпе процесса.
При организации конкуренции следует учитывать еще одно свойство электроэнергии - объем ее производства меняется в течение суток, недели, месяца п года, вследствие влияния на потребление объема промышленного производства, метеорологических условий, объема производства электроэнергии на ГЭС, а также стоимости сжигаемого топлива. Это приводит к значительному колебанию стоимости электроэнергии в течение суток, недели, месяца и года.
Поэтому в ряде стран используется метод оплаты заявленного объема, с последующим дорасчетом по факту получения.
Для обеспечения надежного и стабильного электроснабжения, потребителям необходимо иметь долгосрочные договора на получение электроэнергии и мощности и уровень тарифов на объем поставляемой от 85 до 95% потребного объема электроэнергии. Все вводимое оборудование должно иметь договор на поставку электроэнергии на 25 лет.
Себестоимость на электроэнергию зависит от многочисленных факторов - объема производства, режимов работы электростанций, объемов и режимов отпуска тепла, типа и состояния оборудования и тепловых схем, вида и стоимости сжигаемого топлива и ряда других факторов.
Вследствие этого, данные по фактической стоимости электроэнергии могут быть получены из расчета фактического оптимального режима.
В 50-80 годы проблема снижения затрат на производство и транспорт электроэнергии решалась за счет создания программ серии «А», для расчета относительного прироста расхода топлива для ГРЭС, в зависимости от нагрузки и состава оборудования, и для ТЭЦ, в зависимости от электрической и тепловой нагрузок. Характеристики относительных приростов (ХОП), которые рассчитывались по программам серии «А», использовались в качестве исходных данных для оптимизации энергетических режимов ОЭС и ЕЭС по программам серии «В».
Однако программы серии «А» для ТЭЦ имели существенные недостатки большая продолжительность расчета и использование критерия оптимальности. - относительный прирост тепла на отпускаемую Гкал, имел незначительные изменения, при значительных изменениях расхода тепла из отборов, и изменениях давления отбора от 1,2 до 18 атм.
Недостатком программ серии «А» являлось использование отсечных характеристик турбин при использовании для нормирования ТЭП характеристик по поточному принципу.
В последнее время в силу объективных и субъективных причин вопросам оптимизации режимов работы энергосистем, электростанций и объединений энергосистем стало уделяться значительно меньше внимания. Это привело к тому, что в значительной мере начинает утрачиваться отечественная школа оптимизации.
Вопросы оптимизации режимов работы энергосистем и их объединений, электростанций и отдельных агрегатов нашли свое практическое решение в трудах отечественных ученых и практике работы отечественных энергосистем в значительно большем объеме, чем в практике работы зарубежных энергетиков.
Изменение имевшие место в последнее время в электроэнергетики и особенно в части собственности и появление Федерального оптового рынка энергии и мощности требуют переосмысления критериев и подходов к проблемам оптимизации на различных уровнях управления энергетикой, разработки новых и модернизации существующих ее методов.
Необходимо разработать ряд программных комплексов, для различных временных срезов функционирования АО-энерго (годовое и квартальное, месячное и недельное планирование, а также суточное ведение режима) основанных на минимизации критерия затрат как внутри данного АО- энерго так и при взаимодействии его с ФОРЭМ. При этом предполагается учитывать все имеющие место режимные ограничения и предоставить возможность менеджменту проводить вариантные расчеты для учета изменяющихся условий. Использование критерия минимума затрат АО-энерго как на производство собственной электрической энергии и мощности, так и на покупку или продажу их с ФОРЭМ позволит АО-энерго получит наибольшую прибыль при одновременной минимизации тарифов у потребителей, что в свою очередь поможет увеличить спрос на электроэнергию собственных потребителей или повысит конкурентоспособность АО-энерго на ФОРЭМ.
Необходимо разработать несколько программных комплексов для тепловых электростанций, включающих в себя комплексы для конденсационных и теплофикационных станций для целей долгосрочного и краткосрочного планирования их режимов и построения обобщенных технико-экономических характеристик станций, дающих возможность наиболее правильно учитывать их при определении режимов работы объединений
7.6. Развитие оптимизации режимов энергосистем в условиях рыночных отношений
Развитие методов оптимизации режимов энергосистем должно идти в нескольких направлениях, определяемых, в первую очередь, требованиями рынка и развитием вычислительной техники.
Первое направление требует пересмотра критериев оптимизации, которые были приняты при плановом ведении режимов энергосистем. Необходимо найти соотношение, при котором интересы отдельных субъектов рынка не противоречили бы интересам всего рынка, т.е. вели бы к снижению общей цены покупки энергии потребителем.
Необходимо четко разделить процессы оптимизации режимов отдельных станций т.е. внутренних режимов, которые в принципе не должны претерпеть изменения в рыночных отношениях так как минимальные затраты на производство электроэнергии должны являться критерием во всех случаях. Однако, здесь необходимо, за счет расширенных возможностей вычислительной техники, учитывать большее количество факторов, и в первую очередь тех, которые не учитывались ранее: разная стоимость топлива в разные периоды, более точный учет работы вспомогательного оборудования, а также устранить те допущения в характеристиках оборудования, которые были вызваны ограничениями памяти и быстродействия ВК.
Параллельная работа электростанций требует наивыгоднейшего распределения нагрузок электростанций в темпе процесса. Это может быть обеспечено за счет организации оптимизации режимов работы по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь электроэнергии в сетях (для ГЭС критерием является максимум выработки электроэнергии в течение года при фактической проточности).
АЭС в оптимизации не участвуют, так как работают в базовой части суточного графика по готовности к работе и условиям выдачи мощности.
Режим работы ТЭЦ определяется режимом потребления тепла.
Вся электроэнергия потребляется мгновенно по потребности потребителя, ее нельзя вернуть или обменять.
Существенным вопросом, который необходимо учесть при рассмотрении режимов работы ТЭЦ является вопрос разделения затрат на электроэнергию и тепло, который является дискуссионным, но может оказывать существенное влияние как на саму оптимизацию режима ТЭЦ, так и на процесс взаимодействия ТЭЦ и оптового рынка.
При организации оптимизации режимов в условиях рыночных отношений необходимо рассматривать структуру управления функционирования ЕЭС России, оптового и розничного рынков.
Большой разрыв удельной стоимости установленной мощности приватизированных электростанций и введенных за последние 10-15 лет затрудняют оптимизацию режимов и функционирование рынка.
Сложившееся положение требует особого рассмотрения и принятия неотложных мер по наведению порядка в образовании тарифов, для обеспечения интенсивного развития экономики России.
Справочно:
Созданные компании (ОГК и ТГК) не являются генерирующими, так как каждая электростанция имеет свой тариф и самостоятельно должна участвовать в оптимизации режимов и являться объектом рынка электроэнергии.
Исходя из международного опыта, ОГК и ТГК являются собственниками независимых производителей электроэнергии и тепла.
7.7 Оптимальное распределение электрических и тепловых нагрузок ТЭЦ
Режим работы в энергосистемах задается в виде суточных почасовых графиков электрической нагрузки при условии обеспечения теплом всех подключенных потребителей.
Принятие решения по загрузке каждого из агрегатов ТЭЦ для покрытия суточного задания по электро- и теплоэнергии предоставляется на усмотрение начальника смены станции на базе оптимизации внутристанционного режима.
Многочисленные исследования и практические расчеты показывают, что внутристанционная оптимизация режимов позволяет получать экономию топлива или суммарных затрат ТЭЦ в пределах 1,0-1,5% за счет оптимального распределения электрических и тепловых нагрузок между агрегатами, а также за счет выбора состава работающего оборудования.
Для достижения экономического эффекта расчеты должны осуществляться с помощью специальных компьютерных программ, позволяющих оперативно по мере изменения задания по электрической и тепловой нагрузке на ТЭЦ.
В результате расчетов должны быть получены рекомендации по оптимальной загрузке оборудования (величин теплофикационных регулируемых отборов турбин, электрических нагрузок блоков, нагрузок котлов и турбин неблочной части ТЭЦ, нагрузок пиковых водогрейных котлов). При расчете должен осуществляться учет реального технического состояния оборудования.
Разработка и внедрение указанного программного обеспечения по расчету оптимальных электрических и тепловых нагрузок агрегатов ТЭЦ позволит снизить станционные затраты топлива и обеспечить выполнение заданий по суммарным нагрузкам.
7.8. О необходимости воссоздания научно-технического центра оптимизации режимов Единой энергосистемы России и ЕАЕС
В связи с внедрением в 1989 году в ЕЭС СССР рыночных отношений в дополнение к перечисленным в подпункте 7.1. методикам был разработан и внедрен комплекс «Рынок электроэнергии».
Комплекс позволял производить расчеты баланса мощности (установленной, располагаемой, рабочей мощности, резервы), баланса электроэнергии (возможный и оптимальный выработки электроэнергии, сальдо-перетоков), баланса топлива и технико-экономических показателей (удельный расход топлива, потерь электроэнергии в сетях).
К сожалению, в последнее время, по целому ряду объективных и субъективных причин, в значительной мере, эти работы утрачены, а основной разработчик программного обеспечения НТЦ ГВЦ ликвидирован. Кроме того, подходы, заложенные в этих комплексах, нуждаются в модернизации и уточнении в связи с требованиями, предъявленными современными условиями развития техники и рыночных отношений.
В настоящее время назрела настоятельная необходимость создания, с использованием предыдущего опыта работы в области оптимизации режимов, усовершенствованных комплексов программ, предназначенных для обслуживания создаваемого оптового рынка энергии и мощности. Эти комплексы должны обеспечивать интересы, как отдельных участников рынка (его субъектов), так и всего рынка в целом.
Для разработки таких комплексов необходимо создать научно- технический Центр, который с помощью творческих коллективов обеспечит разработку современных методов, алгоритмов и программ, а также методическую и информационную увязку всех разрабатываемых программных продуктов в ЕЭС России и ЕЭС ЕАЕС. На первом этапе можно возложить функции головной организации по этим вопросам на НТЦ «Оптимизация» НИУ "МЭИ".
Приложение 1. Приказ Минэнерго СССР от 12.12.1988 № 660
Приложение 2. Информационный материал по организации и развитию ФОРЭМ
Развитие хозрасчетных отношений в сфере электроэнергетики, усиление роли экономических факторов во взаимоотношениях предприятий электроэнергетики создали предпосылки для формирования оптового рынка электроэнергии (мощности) на основе Единой энергетической системы СССР.
В течение 1988 г. Минэнерго СССР и ЦДУ ЕЭС СССР вели разработку материалов по созданию оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), которая завершилась утверждением пакета документов, регламентирующих хозяйственные отношения на ОРЭМ (приказ Минэнерго СССР № 660 от 12.12.88. -Приложение 1).
1 этап - 1989-1992. Формирование двухуровневого рынка
Оптовый рынок электроэнергии в рамках отрасли в порядке эксперимента был создан на базе ЕЭС СССР за счет отказа от расчетов за развернутые перетоки электроэнергии между смежными энергосистемами и ОЭС и введения платежей за полученный/выданный сальдо-переток электроэнергии через нулевой (транзитный) счет, открытый в ЦДУ ЕЭС СССР.
Для усиления ответственности ЦДУ и ОДУ за надежность энергоснабжения и создания заинтересованности энергосистем в выполнении диспетчерских графиков нагрузки была введена система платежей за отклонение фактических режимов от договорных.
Основными принципами ОРЭМ являлись:
- бесприбыльность рынка - равенство сумм, полученных от реализации электроэнергии избыточными энергосистемами (Продавцами) и сумм, затраченных на ее покупку дефицитными энергосистемами (Покупателями);
- расчет за сальдо-переток электроэнергии, равный алгебраической сумме межсистемных перетоков за расчетный период;
- введение дифференцированных тарифов на плановые сальдо-перетоки электроэнергии и отклонения от плановых величин;
- распределение эффекта оптимизации между всеми субъектами оптового рынка.
Организационная структура ОРЭМ двухуровневая:
- верхний уровень - ЦДУ - ОДУ
- нижний уровень - ОДУ - энергосистема.
Двухуровневый оптовый рынок соответствовал двухуровневой системе диспетчерского управления, что значительно упрощало утверждение тарифов, заключение договоров и ведение взаиморасчетов.
Методологическим основным недостатком функционирования оптового рынка являлось применение одноставочных тарифов, т.е. отсутствие платы за мощность. Переход к двухставочным тарифам задерживался в виду отсутствия современных средств учета мощности.
Опыт работы объединенных энергосистем, АО-энерго и ЦДУ ЕЭС СССР в условиях, определяемых экономической заинтересованностью и ответственностью, позволил осуществить разработку методических подходов по определению:
- оптимальности разрабатываемых балансов электроэнергии;
- классификации инициатив сторон при отклонении фактического режима от договорного;
- величины тарифов, устанавливаемых при расчетах за отклонения сальдо-перетока электроэнергии от договорных объемов;
- механизма распределения полученного эффекта работы рынка между его участниками.
Все перечисленное создало базу для дальнейшего развития рыночных отношений в энергетике России.
Начавшийся в 1992 году кризис неплатежей не мог не отразиться на состоянии энергетики. Начался рост задолженности за потребленную электроэнергию. Экономические реформы в стране, проводившиеся в этот период, были в значительной мере направлены на приватизацию государственной собственности, в том числе и в энергетике.
2 этап - с 1993 года. Переход к одноуровневому рынку
1. Организация РАО «ЕЭС России»
Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России» было создано Указом Президента Российской Федерации от 15 августа 1992г. № 923 «Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в период приватизации» как акционерное общество открытого типа в целях организации функционирования и развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России.
В соответствии с Уставом РАО «ЕЭС России», основными задачами Общества являлись:
- обеспечение надежного функционирования и развития ЕЭС России;
- осуществление инвестиционной и научно-технической политики в электроэнергетике;
- осуществление централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России;
- производство, передача и распределение электрической энергии;
- эксплуатация электрических сетей ЕЭС России;
- проведение технического контроля за состоянием электроэнергетического оборудования;
- организация и развитие федерального оптового рынка электрической энергии и мощности.
В период 1993-1995 г.г. велась постоянная работа по совершенствованию структуры рынка, были опробованы различные схемы договорных отношений между субъектами оптового рынка и порядка расчетов за полученную электроэнергию: двухсторонние и многосторонние договоры с расчетами через единый счет и непосредственно между субъектами рынка.
Обобщение многолетнего опыта работы по созданию и развитию оптового рынка электроэнергии позволило разработать и ввести в действие пакет документов, регламентирующих договорные отношения на ФОРЭМ, а также подготовить и утвердить в ФЭК РФ «Временные правила работы ФОРЭМ», введенные в действие 1 августа 1996 года. Одной из задач, решаемых введением в действие указанных «Временных правил», является формирование оптимальных экономических отношений между субъектами ФОРЭМ на основе сочетания государственного регулирования и конкуренции, включая поддержание конкурентоспособности продукции энергоемких потребителей.
Утверждение «Временных правил» явилось важным шагом в формировании нормативно-методической базы ФОРЭМ. Еще одним основополагающим документом в этом направлении явилось Постановление Правительства РФ «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)», определившим основные принципы функционирования и развития ФОРЭМ.
Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) функционировал как единое рыночное пространство.
Технологической основой работы Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) являлась системообразующая электрическая сеть РАО «ЕЭС России» и сети энергоснабжающих организаций.
Субъектами ФОРЭМ были:
- Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России» (РАО «ЕЭС России») - организатор ФОРЭМ, оказывавший его субъектам услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России на основании двухсторонних договоров субъектами ФОРЭМ;
- Центральное диспетчерское управление ЕЭС России (АО «ЦДУ ЕЭС России») - Оператор-диспетчер процесса производства и передачи электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ, выполнявший как оперативно-технологические функции, так и функции, обеспечивающие реализацию договорных отношений между субъектами ФОРЭМ;
- Государственное предприятие - концерн «Росэнергоатом» - организатор развития и безопасного функционирования атомных электростанций и их участия в работе ФОРЭМ, оказывавший услуги по развитию и безопасному функционированию АЭС;
- электростанции и другие производители энергии;
- акционерные общества энергетики и электрификации и другие энергоснабжающие организации;
- отдельные крупные потребители электрической энергии;
Все субъекты ФОРЭМ имели равные права.
Право равного доступа юридических лиц на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) реализовалось только при условии соблюдения ими общих для всех субъектов оптового рынка требований, устанавливаемых Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.