Разработка модели конкурентного рынка ОЭС Сибири

Гвоздев Д. Б., êàíä. òåõí. íàóê

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Сибири

Объединенная энергосистема (ОЭС) Сибири характеризуется значительной долей гидроэлектростанций (до 50%) в структуре установленной мощности. Это обусловливает существенные отличия при ведении и планировании режима работы ОЭС Сибири от европейской части ЕЭС России1. Доля ГЭС в составе генерирующих мощностей ЕЭС России составляет примерно 20%, из которых ГЭС Ангаро-Енисейского каскада около 70%.

Суммарная установленная мощность параллельно работающих электростанций ОЭС Сибири составляет 45388,1 МВт, из них на долю гидростанций приходится 22278,6 МВт (49,1%) и на долю тепловых электростанций – 23109,5 МВт (50,9%). Несмотря на то, что установленная мощность объединения практически в 1,5 раза превышает максимум потребления, который за 2003 г. составил около 29 000 МВт, предположение о том, что ОЭС Сибири избыточна, не совсем верно. В зимний период, когда необходимо полное использование имеющихся мощностей, существуют существенные ограничения по использованию мощностей ГЭС, а по электроэнергии, особенно после маловодного летнего периода или серии маловодных лет, ОЭС Сибири в зимний период становится дефицитной.

Структура выработки при покрытии потребления в разные периоды года имеет следующие особенности:

летний период, который является избыточным, характеризуется максимальной разгрузкой вплоть до полного останова ТЭС, которые покрывают свои постоянные издержки за счет тарифа на мощность, а нагрузка ГЭС определяется наличием гидроресурсов;

зимний период, который часто является дефицитным, характеризуется практически полным использованием тепловых мощностей, а загрузка ГЭС определяется условиями ледостава в нижнем бьефе и наличием запасов гидроресурсов, накопленных в летний период, при этом в условиях ледовых ограничений возможно наличие дефицита.

ГЭС Сибири имеют в основном водохранилища многолетнего и годового регулирования, что в

1Гвоздев Д. Б., Курбатов А. П. Проблемы управления функционированием ГЭС Сибири в новых экономических условиях. – Электрические станции, 2004, ¹ 3.

нормальных условиях обусловливает наличие весьма широкого диапазона для регулирования, который в сумме по ОЭС Сибири может достигать 5000 МВт. За счет этого вся неравномерность суточного графика нагрузки ОЭС Сибири, которая с учетом внешнего перетока составляет до 3000 МВт, покрывается ГЭС, а практически все ТЭС работают в его базовой части. Типовые графики покрытия суточного потребления ОЭС Сибири в зимний и летний периоды показаны на ðèñ. 1.

Другим характерным отличием ОЭС Сибири от ОЭС европейской части России является нали- чие слабых связей с другими ОЭС.

Ñевропейской частью ЕЭС России ОЭС Сибири связана сетями 500 кВ через Северный Казахстан. Пропускная способность этой передачи в полной схеме составляет 1200 МВт в обе стороны. Потребление ОЭС Сибири в летний период порядка 18 000 МВт, а в зимний – порядка 29 000 МВт. Таким образом, с учетом реверса внешний переток

âОЭС Сибири составляет летом до 13,3%, а зимой падает до 8,3% потребления.

ÑОЭС Востока ОЭС Сибири работает изолированно, так как единственная сеть, которая связывает ОЭС Сибири и Востока – это тяговые транзиты 220 кВ, пропускная способность которых составляет до 100 МВт, что меньше чем величина нерегулярных колебаний.

Территория, на которой расположена ОЭС Сибири, в широтном направлении имеет протяженность более 4 тыс. км и охватывает четыре часовых пояса. С учетом удаленности от Москвы и территории ОЭС в восточной части ОЭС Сибири (Забайкалье) временной сдвиг относительно Москвы составляет 6 ч. Действующий в европейской части механизм проведения конкурентных торгов показывает, что результаты торгов попадают в восточную часть ОЭС Урала примерно в 18 – 19 ч местного времени. Таким образом, учитывая, что сдвиг времени в ОЭС Урала составляет 2 ч, то в восточную часть ОЭС Сибири результаты торгов при проведении их в Москве попадут практически

âначале суток дня, в который должен выполняться торговый график, что делает выполнение торгового графика практически невозможным. Выходом из данной ситуации могло бы быть планирование и проведение торгов не на сутки вперед, за двое суток, но при этом ввиду высокой неопределенно-

сти гидропрогноза, который во многом определяет режим работы ОЭС Сибири, выполнение торгового графика будет существенно осложнено.

Таким образом, можно выделить три основных фактора, создающих предпосылки для создания отдельной зоны оптового рынка на территории Сибирского региона:

большая доля ГЭС и практическое неучастие ТЭС в регулировании графика нагрузки;

слабая связь с европейской частью ЕЭС России и фактическое отсутствие таковых с ОЭС Востока, что позволяет рассматривать ОЭС Сибири как изолированную;

большая территориальная протяженность и удаленность от Москвы (сдвиг во времени до 6 ч).

В настоящее время на ФОРЭМ, функционирующем в ОЭС Сибири, вытеснение ТЭС из покрытия потребления в летний период компенсируется оплатой их постоянных затрат (тариф на мощность), что позволяет им обеспечить функционирование и проведение ремонтных работ в летний период.

Согласно существующим правилам работы оптового рынка переходного периода, функционирующего в европейской части ЕЭС России, гидроэлектростанции, как и теплоэлектростанции, работающие по условию теплоснабжения, участвуют в конкурентных торгах по ценопринимающим заявкам, что будет обусловлено для ТЭС – теплоснабжением, а для ГЭС – выполнением ограничений по условиям прочих водопользователей. Учитывая, что доля ГЭС в покрытии баланса по европейской части ЕЭС России составляет порядка 10 – 15%, участие ГЭС по указанному принципу оставляет достаточно большие возможности для конкуренции между ТЭС. В ОЭС Сибири, где доля ГЭС может составлять летом 70%, что имеет место в настоящее время, используемый механизм приведет к полному вытеснению ТЭС из торгового графика.

В зимний период в ОЭС Сибири по экспертной оценке, проведенной ОДУ Сибири, уже в ближайшие годы возможно возникновение дефицита. ТЭС и ГЭС будут пытаться вернуть в этот период все затраты, которые они несут в течение года, и в три-четыре зимних месяца цена на электроэнергию может увеличиться на порядок относительно настоящего времени. Таким образом, ТЭС для обеспечения своего функционирования будут вынуждены:

брать кредиты для проведения ремонтной кампании с учетом их возвращения в зимний период или накапливать средства в этот период;

сокращать объем ремонтной программы, а может и вообще консервировать станцию на летний период.

Другая важная задача, выполнение которой надо обеспечить при запуске конкурентного сектора оптового рынка в Сибири, – это обеспечение работы ТЭС на рынке тепла, что возможно только в том случае, если не будет перераспределения средств между тепло- и электроэнергией, которое на сегодня весьма условно. При этом необходимо учесть то, что одним из наиболее простых путей повышения станциями своей конкурентоспособности на энергорынке является удешевление электроэнергии и удорожание теплоэнергии, но это может привести к потере рынка тепла, а в дальнейшем и к потере рынка электроэнергии.

Обобщая сказанное, последствия при вводе конкурентного рынка в ОЭС Сибири по модели, действующей в европейской части ЕЭС России, можно сформулировать следующим образом:

вытеснение из торгового графика ТЭС, а зна- чит, неполучение ими прибыли, так как в условиях существующего конкурентного рынка оплата осуществляется только за поставленную на рынок электроэнергию;

высокие риски ТЭС, так как объем их участия в торговом графике будет определяться исходя из

объема выработки ГЭС, зависящего от наличия гидроресурсов;

выход из строя части тепловых мощностей и завышение цены на электроэнергию в зимний период, так как ТЭС будут пытаться окупить свои затраты;

нерентабельная цена на электроэнергию в летний период, что приведет к неполучению поставщиками необходимых для обеспечения нормального функционирования станций финансовых средств;

сложность взаимодействия субъектов рынка с НП “АТС” (некоммерческое партнерство “Администратор торговой системы”) за счет разницы во времени, которая может достигать 6 ч.

Для того чтобы избежать указанных негативных последствий, разрабатываемая модель конкурентного рынка ОЭС Сибири должна обеспечить:

недопущение выбытия неиспользуемых мощностей в летний период, которые востребованы в зимний, для чего необходимо их финансирование; обязательную стимуляцию ТЭС к снижению

своих затрат; минимальное повышение тарифа на оптовом

рынке для покупателей и минимизацию его колебаний в течение года, что должно позволить снизить их риски от ввода конкурентного рынка;

эффективное использование ГЭС, для чего необходимо сохранение долгосрочного планирования их выработки и отсутствие конкуренции между ГЭС одного каскада;

сохранение маржинального принципа ценообразования, что необходимо для обеспечения конкуренции.

Один из путей снижения ценовых колебаний, а значит рисков для покупателей в течение года, и обеспечения для ТЭС возможности получения средств в летний период – это предоставление максимально равномерной торговой площадки, ширина которой позволит им участвовать в торгах

âтечение всего года.

Âоснову предлагаемого механизма работы конкурентного рынка в ОЭС Сибири заложены принципы, действующие на рынке в европейской части, но принципы формирования диспетчерского графика и проведения торгов значительно отли- чаются. Основными отличительными особенностями являются:

участие ГЭС в покрытии потребления осуществляется тремя частями, две из которых определяются ценопринимающими заявками – покрытие неравномерности суточного графика и минимальная нагрузка по условиям водопользования, а третья – наличием гидроресурсов;

управление всеми ГЭС Ангаро-Енисейского каскада на территории ОЭС Сибири осуществляется централизованно; объем их выработки определяется на основе долгосрочной оптимизации каскада и с учетом текущей водности как минималь-

ный (покрытие неравномерности графика нагрузки и минимальная выработка по нуждам прочих водопользователей), также определяется и объем замещения, который может не оплачиваться ГЭС, но позволяет заместить более дорогую выработку ТЭС с выплатой им компенсации;

все прочие поставщики работают в базовой ча- сти графика нагрузки, что дает возможность проводить торги не по часам, а по суткам и существенно упростить расчеты на рынке.

Для оптимального использования гидроресурсов ГЭС, что позволяет снизить цену на электроэнергию для покупателей, управление режимом работы ГЭС должно осуществляться централизованно на основе расчета оптимального режима Ангаро-Енисейского каскада. Конкуренция ГЭС при этом не допускается, а цена на выработку ГЭС получается одна для всех гидростанций. Полученные по результатам торгов средства предлагается распределить между ГЭС соответственно полу- ченной выработке, что даст стимул для снижения издержек гидростанциями.

Одной из основных особенностей ОЭС Сибири является необходимость обеспечения попусков (судоходных, санитарных и др.), а значит некоторого определенного объема выработки на ГЭС в разрезе суток (ÝìèíÃÝÑ). Сопутствующая этому объе-

му мощность будет равна

Кроме этого, в течение года необходимо обеспечивать некоторую минимальную выработку на ТЭС как по условиям теплоснабжения, так и по условиям системной надежности. Суточная энергия при этом будет равна ЭÒÝÑìèí .

На сегодня в ОЭС Сибири регулирование графика потребления полностью осуществляется ГЭС, поэтому выработку ГЭС, расходуемую на регулирование графика в течение суток, можно определить как неравномерность потребления ОЭС

i 0

ãäå Piïîòð – мощность, потребляемая ОЭС Сибири в i-é ÷àñ; Pìèíïîòð – минимальная суточная мощность,

потребляемая ОЭС Сибири.

Таким образом, учитывая, что практически вся неравномерность потребления ОЭС Сибири покрывается ГЭС, торги можно проводить не по ча- сам, а по суткам, так как все ТЭС будут работать в базовом режиме.

Суточную конкурентную зону в ОЭС Сибири при изолированной работе предлагается определять как

при этом мощность, с которой ТЭС могут участвовать в конкуренции

В случае параллельной работы появляется внешний переток, влияющий на неравномерность работы ГЭС, определяемую по формуле (2), которая в этом случае примет вид

i 0

ãäå Piâí – внешний переток, а знаки определяют его направление; Pìèííàãð – минимальная нагрузка,

заложенная в график потребления с учетом внешнего перетока.

Формула (3) с учетом внешнего перетока примет вид

ãäå Ýвнешн – суточная энергия внешнего перетока. Представленная модель обеспечивает: создание возможности для конкуренции между

поставщиками в течение всего года и снижение финансовых рисков для них в условиях неопределенности гидропрогноза;

максимальное снижение ценовых колебаний по периодам года для покупателей;

обеспечение наибольшей рентабельности и доходности ГЭС Сибири, для чего необходима работа Ангаро-Енисейского каскада в режиме компенсированного водотока, что позволит эффективно использовать гидроресурсы.

Для упрощения взаимодействия с НП “АТС” и с учетом необходимости создания в ОЭС Сибири отдельной торговой площадки предлагается создать в ОЭС Сибири Администратор торговой системы Сибирского региона, который будет осуществлять функции по организации рынка электроэнергии.

В качестве иллюстрации предлагается алгоритм формирования диспетчерского графика (ðèñ. 2).

Выводы

1.ОЭС Сибири с точки зрения электрического режима можно считать изолированно работающей ОЭС.

2.В ОЭС Сибири для учета ее особенностей необходимо создание отличной от европейской ча- сти ЕЭС России модели конкурентного рынка.

3.Предлагаемая модель рынка позволит обеспечить функционирование конкурентного рынка на территории ОЭС Сибири с минимизацией рисков как для потребителей, так и для поставщиков.

4.Работа ГЭС Сибири под централизованным руководством Системного оператора и долгосроч- ное планирование их выработки позволят обеспе- чить рациональное использование гидроресурсов.

5.Для обеспечения функционирования конкурентного рынка в Сибири, учитывая его удаленность от европейской части ЕЭС России, целесообразно создание в Сибири филиала Администратора торговой системы.