1.2 Расчет рд и ком
Максимальная нагрузка ЭЭС достигается в период времени с 8-18 ч., поэтому расчет максимумов будет производиться следующим образом:
Pмакс. (зимний период) = 2700 * 1,13 = 3107,5 МВт
Pмакс. (летний период) = 1650 * 1,13 = 1864,5 МВт
По условию доля потребления по РД от Рмакс.– 20 %, произведем расчетN по РД:
N по РД (зимний период) = 3107,5 * 20% = 621,5 МВт
N по РД (летний период) = 1864,5 * 20% = 372,9 МВт
P по РДв зимний период будут обеспечивать ТЭЦ-1.3 (250 МВт по цене 140 руб. / МВт), КЭС-4.1 (250 МВт по цене 158 руб. / МВт) и КЭС-4.3 (121,5 МВт по цене 160 руб. / МВт), аP по РДв летний период будут обеспечивать ТЭЦ-1.2 (250 МВт по цене 110 руб. / МВт) и КЭС-4.4 (122,9 МВт по цене 175 руб. / МВт).
Произведем расчет цен по регулируемому договору на поставку энергии:
Ц. по РД (зимний период) = (250 * 140 + 250 * 158 + 121,5 * 160) / 621,5 = 151,1 тыс. руб. / МВт
Ц. по РД (летний период) = (250 * 110 + 122,9 * 175) / 621,5 = 372,9 тыс. руб. / МВт
Далее произведем расчет предварительного этапа конкурентного отбора мощности, результаты сведем в таблицы:
Таблица 5 – Ценовые заявки производителей (зимний период)
|
№ |
Заявка |
Ny, МВт |
Nрасп., МВт |
Ц., руб./МВт |
Пояснения | |
|
1.1 |
ТЭЦ-1 |
250 |
250 |
110 |
— | |
|
1.2 |
ТЭЦ-1 |
250 |
250 |
110 | ||
|
1.3 |
ТЭЦ-1 |
250 |
250 |
140 | ||
|
2.1 |
ТЭЦ-2 |
250 |
250 |
180 |
225 |
Вынужденный режим |
|
2.2 |
ТЭЦ-2 |
250 |
250 |
167 |
225 | |
|
3.1 |
АЭС |
400 |
400 |
120 |
400 |
Вынужденный режим |
|
3.2 |
АЭС |
400 |
400 |
120 |
400 |
Вынужденный режим |
|
4.1 |
КЭС |
250 |
250 |
158 |
— | |
|
4.2 |
КЭС |
250 |
250 |
160 | ||
|
4.3 |
КЭС |
250 |
250 |
160 | ||
|
4.4 |
КЭС |
250 |
250 |
175 | ||
|
5 |
КЭС (новая) |
600 |
600 |
350 |
600 |
По ДПМ |
|
Итого |
|
3650 |
3650 |
|
1850 |
|
Таблица 6 – Ценовые заявки производителей (летний период)
|
№ |
Заявка |
Ny, МВт |
Nрасп., МВт |
Ц., руб./МВт |
Пояснения |
|
1.1 |
ТЭЦ-1 |
250 |
250 |
110 |
— |
|
1.2 |
ТЭЦ-1 |
250 |
250 |
110 | |
|
1.3 |
ТЭЦ-1 |
250 |
250 |
140 | |
|
2.1 |
ТЭЦ-2 |
250 |
0 |
0 |
Ремонт |
|
2.2 |
ТЭЦ-2 |
250 |
250 |
167 |
— |
|
3.1 |
АЭС |
400 |
400 |
120 | |
|
4.1 |
КЭС |
250 |
250 |
158 |
Продолжение таблицы 6
|
№ |
Заявка |
Ny, МВт |
Nрасп., МВт |
Ц., руб./МВт |
Пояснения |
|
4.2 |
КЭС |
250 |
0 |
0 |
Ремонт |
|
4.3 |
КЭС |
250 |
250 |
160 |
— |
|
4.4 |
КЭС |
250 |
250 |
175 | |
|
5 |
КЭС (новая) |
600 |
600 |
350 | |
|
3.2 |
АЭС |
400 |
400 |
120 | |
|
Итого |
|
3650 |
3150 |
|
Произведем ранжирование заявок по цене представим их на графиках предварительного конкурентного отбора мощности (Рисунки 9, 10).
Рисунок 9 – Предварительный конкурентный отбор мощности (зимний период)
Рисунок 10 – Предварительный конкурентный отбор мощности (зимний период)
Далее произведем коррекцию на величины договоров на поставку мощности и вынужденного режима (Рисунки 11, 12).
Рисунок 11 – Скорректированный конкурентный отбор мощности (зимний период)
Рисунок 12 – Скорректированный конкурентный отбор мощности (летний период)
Исходя из вышеуказанных графиков:
Ц’КОМ (зимний период) = 160 тыс. руб. / МВт
Ц’КОМ (летний период) = 110 тыс. руб. / МВт
По модели конкурентного отбора определим стоимость мощности с учетом компенсации по ДПМ и ВР:
Ц. КОМ (зимний период) = 160 + ((350 – 160) * 600 / 2486) = 205,9 тыс. руб. / МВт
Ц. КОМ (летний период) = 110 + ((350 – 110) * 600 / 1492) = 206,54 тыс. руб. / МВт
В таблицах 7, 8 представлен перечень генерирующих единиц мощности, которые не прошли конкурентный отбор мощности.
Таблица 7 – Перечень ГЕМ не прошедших КОМ в зимнем периоде
|
4.2 |
КЭС |
250 |
МВт |
|
4.3 |
КЭС |
128,5 |
МВт |
|
2.2 |
ТЭЦ-2 |
25 |
МВт |
|
4.4 |
КЭС |
250 |
МВт |
|
2.1 |
ТЭЦ-2 |
25 |
МВт |
Таблица 8 – Перечень ГЕМ не прошедших КОМ в летнем периоде
|
4.4 |
КЭС |
127 |
МВт |
|
1.3 |
ТЭЦ-1 |
250 |
МВт |
|
4.1 |
КЭС |
250 |
МВт |
|
4.3 |
КЭС |
250 |
МВт |
|
2.2 |
ТЭЦ-2 |
250 |
МВт |
|
1.1 |
ТЭЦ-1 |
250 |
МВт |