© 2019 Teplovichok Today. Сайт создан на Wix.com

  • White Facebook Icon
  • White Twitter Icon
  • Google+ Иконка Белый
  • Teplovichok Today

Об интеграции механизмов управления спросом в планирование электроэнергетических режимов

Борохов Вадим – PhD, Директор по развитию рынка электроэнергии ООО «Эн+Девелопмент».


Интеграция потребителей в планирование и введение электроэнергетических режимов является актуальным аспектом развития электроэнергетики, повышения экономической эффективности ее функционирования. Примерами такой интеграции, реализованной на международных электроэнергетических рынках, служат перенос на более поздние даты строительства новых объектов генерации/электросетевого хозяйства при ограничении потребителями роста пикового потребления, готовность потребителей снизить потребление на заявленные ими величины в течение установленного времени после получения команды, автоматическое уменьшение потребления при снижении частоты ниже заданного порогового значения, централизованное диспетчирование расположенных на площадках потребителей объектов генерации.


Постановлением Правительства РФ от 20.07.2016 № 699 «О внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии и мощности» введен механизм управления спросом в виде ценозависимого снижения объема покупки электроэнергии покупателями – участниками оптового рынка (далее – покупатели с ценозависимым потреблением), согласно которому указанные покупатели от 1 до 5 раз в месяц снижают свое плановое почасовое потребление электроэнергии в течение определенных Коммерческим оператором 2, 4 или 8 (с 01.01.2022 – 2 или 4) последовательных часов суток на указанные ими почасовые объемы (далее – ценозависимое снижение потребления).


Значение почасового объема снижения покупки электроэнергии и длительность соответствующего временного интервала (количество часов) указываются покупателем в заявке на отбор участников механизма. При этом для покупателя с ценозависимым потреблением также определяется соответствующий объем ценозависимого снижения потребления мощности как объем ценозависимого снижения покупки электроэнергии, умноженный на коэффициент, равный деленному на 8 (с 01.01.2022 – деленному на 4) количеству часов последовательного снижения объема покупки электроэнергии данным покупателем.


К отбору допускаются только покупатели, удовлетворяющие установленным квалификационным требованиям: не являющиеся покупателями по регулируемым договорам и имеющие фактическое пиковое потребление не менее 5 МВт в каждом месяце года, предшествующего году проведения отбора. Отбор участников данного механизма осуществляется при проведении КОМ в отношении соответствующего года на основе заявок покупателей с ограничением совокупного объема ценозависимого снижения потребления мощности в каждой ценовой зоне на уровне 1% от объема мощности в первой точке кривой спроса на мощность в данной ценовой зоне. Заявки покупателей не содержат ценовых параметров, и их отбор осуществляется по принципу приоритета ранее поданных заявок: если суммарный объем поданных заявок в данной ценовой зоне не превышает указанное предельное значение совокупного объема ценозависимого снижения потребления мощности, то все заявки являются отобранными, в ином случае – отбор заявок проводится на основе итерационной процедуры, на каждом шаге которой из последующего рассмотрения исключается заявка, при отборе которой наступило бы превышение суммарного объема отобранных заявок над предельным значением.


До 31.12.2021 объем поставленной по итогам КОМ мощности, оплачиваемый покупателем с ценозависимым потреблением, рассчитывается как объем покупки мощности, определенный на основе его фактического пикового потребления (так же, как и для покупателей, не участвующих в механизме ценозависимого снижения потребления), за вычетом заявленного снижения потребления мощности с применением коэффициентов, отражающих итоги контроля выполнения участником требований по готовности к снижению потребления, а также соответствия объемов заявленного и фактического снижения потребления (с особенностями расчета, исключающими формирование отрицательного объема покупки мощности).


С 01.01.2022 изменение объема мощности, приобретаемого покупателем с ценозависимым потреблением, осуществляется посредством корректировки фактического пикового потребления. Также для таких участников предусмотрено «штрафующее» увеличение стоимости покупки мощности при невыполнении ими требований по готовности к участию в механизме (до 31.12.2021 – путем увеличения цены покупки мощности, с 01.01.2022 – посредством увеличения объема покупки мощности).


Постановлением Правительства от 20.03.2019 № 287 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования агрегаторов управления спросом на электрическую энергию в Единой энергетической системе России, а также совершенствования механизма ценозависимого снижения потребления электрической энергии и оказания услуг по обеспечению системной надежности» в управление спросом на период 01.07.2019-31.12.2020 были вовлечены также и заинтересованные участники розничного рынка посредством введения механизма группового управления изменением нагрузки.


Для этих целей перечень услуг по обеспечению системной надежности был дополнен услугой по управлению спросом на электроэнергию. Исполнителями данной услуги являются агрегаторы управления спросом на электроэнергию, которые заключают договоры с розничными потребителями на уменьшение потребления электроэнергии (сальдо перетоков со смежными субъектами рынка) и соответствующие договоры с Системным оператором. Совокупность заключенных агрегатором договоров с розничными потребителями в отношении потребления, включенного в одну ГТП, должна обеспечивать плановый объем снижения потребления электроэнергии в течение последовательных 2 или 4 часов суток от 1 до 5 раз в месяц.


В качестве агрегаторов могут выступать только субъекты электроэнергетики или потребители электрической энергии, при этом агрегатор не обязан быть участником оптового рынка. Технологии, используемые потребителями для снижения сальдо потребления, включают, в том числе, накопители электроэнергии и генерирующие объекты с установленной мощность менее 25 МВт. Также введено условие о невозможности участия одной и той же ГТП потребления одновременно в ценозависимом снижении потребления и в оказании услуг по управлению спросом на электроэнергию. При этом если на балансирующем рынке по ГТП потребления (в которую включено потребление, участвующее в групповом управлении изменением нагрузки) определено отклонение, обусловленное неисполнением агрегатором своих обязательств по управлению спросом, то такое отклонение оплачивается соответствующим покупателем – участником оптового рынка по цене РСВ без распределения предварительного отрицательного стоимостного небаланса балансирующего рынка.


Отбор заявок для оказания услуг проводится на конкурсной основе не реже 1 раза в 6 месяцев. Цена на услугу по управлению спросом на электроэнергию устанавливается равной цене в отобранной заявке. При этом для цен в подаваемых на конкурс заявках агрегаторов устанавливается предельная цена, равная прогнозной средневзвешенной нерегулируемой цене на мощность на оптовом рынке в соответствующей ценовой зоне. При выполнении всех требований объем оказанной услуги по управлению спросом (в МВт) определяется как величина снижения потребления электроэнергии, умноженная на коэффициент, равный деленному на 4 количеству часов последовательного снижения потребления электроэнергии.


Предельный объем услуг по управлению спросом на электроэнергию в каждой ценовой зоне определен равным 0,5% от объема мощность в первой точке кривой спроса на мощность для КОМ, проведенного в отношении года, включающего период оказания данных услуг. На второе полугодие 2019 введено дополнительное ограничение на суммарный по обеим ценовым зонам объем услуг в размере 50 МВт. На период 01.07.2019 – 30.09.2019 предельный объем услуг был установлен на уровне 39 МВт в первой ценовой зоне и 11 МВт во второй ценовой зоне. По итогам проведенного отбора агрегаторов на период 01.07.2019 – 30.09.2019 отобраны заявки на объем 39 МВт в первой ценовой зоне и 8,5 МВт во второй ценовой зоне.


Таким образом, в настоящее время управление спросом реализовано в виде двух механизмов: ценозависимого снижения объема покупки электроэнергии покупателями – участниками оптового рынка и группового управления изменением нагрузки потребителей розничного рынка.


Учет управления спросом в планировании режимов на оптовом рынке реализован следующим образом. При проведении выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) в сутки Х-2 на сутки Х указанная способность снижения объемов покупки/потребления электроэнергии не учитывается, и состав включенного генерирующего оборудования поставщиков определяется на основе прогнозного режима потребления электроэнергии в предположении неприменения указанных механизмов управления спросом. В сутки Х-1 ценозависимые потребители (до 8:30) и агрегаторы (до 8:30 на период 01.07.2019 – 30.09.2019, до 9:30 – на 4 кв. 2019) подают в Системный оператор уведомления о готовности к снижению потребления электроэнергии в сутки Х. Системный оператор в сутки Х-1 передает эту информацию Коммерческому оператору в составе актуализированной расчетной модели для проведения торгов РСВ.


До 13:30 суток Х-1 участники оптового рынка подают ценовые заявки на РСВ. При этом для ценовой заявки покупателя с ценозависимым потреблением введено требование о наличии во все часы плановой пиковой нагрузки, установленные Системным оператором для данного месяца в соответствующей ценовой зоне, ценопринимающей ступени в объеме, превышающем величину снижения потребления электроэнергии согласно заявке потребителя, поданной на отбор участников механизма. (Для покупателей – участников оптового рынка, в ГТП потребления которых включено потребление, участвующее в групповом управлении изменением нагрузки, аналогичное требование не применяется).


В сутки Х-1 Коммерческий оператор проводит расчет цен РСВ в каждой ценовой зоне без применения механизмов управления спросом. В случае если соблюдается ряд условий, в т.ч. операционные сутки являются рабочим днем, в данном месяце не было достигнуто предельное количество случаев управления спросом (5 раз в месяц), в час плановой пиковой нагрузки с максимальной ценой РСВ в ценовой зоне суммарный по ценовой зоне объем планового почасового производства ТЭС сверх нижнего предела регулирования не ниже 60% (для периода до 31.12.2020) суммарного по ценовой зоне регулировочного диапазона ТЭС, то Коммерческий оператор повторно проводит расчет РСВ со снижением на соответствующие величины объемов потребления электроэнергии в заявках участников ценозависимого снижения потребления и покупателей – участников оптового рынка, в ГТП которых включены представленные агрегаторами объекты управления потреблением на розничном рынке.


Уменьшение планового почасового потребления электроэнергии в ценовой зоне вследствие управления спросом на электроэнергию (одновременного применения группового управления изменением нагрузки потребителей розничного рынка в рамках оказания агрегаторами услуг по управлению спросом на электроэнергию и ценозависимого снижения потребления) осуществляется по итогам расчета РСВ в отношении рабочих дней месяца (от 1 до 5 раз в месяц), в случае если такое снижение в час плановой пиковой нагрузки с максимальной ценой РСВ в ценовой зоне приводит к процентному снижению цены РСВ в соответствующей ценовой зоне не менее заданного уровня. (Таким образом, снижение цены РСВ в ценовой зоне определяется по итогам снижения объема покупки/потребления электроэнергии на РСВ при неизменном составе включенного генерирующего оборудования поставщиков).


Если в ценовой зоне отсутствуют покупатели с ценозависимым потреблением и представленный агрегаторами объем группового управления изменением нагрузки достаточно мал (менее 0,2% от объема в первой точке кривой спроса на мощность на КОМ для данного года в рассматриваемой ценовой зоне), а в другой ценовой зоне присутствуют покупатели с ценозависимым потреблением, то применение обоих механизмов управления спросом осуществляется совместно в обеих ценовых зонах при уменьшении цены РСВ хотя бы в одной ценовой зоне не менее чем на заданный (для соответствующей ценовой зоны) уровень.


В целях тестирования готовности покупателей с ценозависимым потреблением и представленных агрегаторами розничных потребителей к снижению потребления, соответствующее уменьшение объема покупки/потребления электроэнергии по итогам РСВ осуществляется как минимум 1 раз в месяц (в рабочий день) – в таком случае не требуется соблюдение указанного выше ряда условий.


В настоящее время механизмы управления спросом в российской электроэнергетике находятся на начальной стадии развития. Соответствующие объемы снижения сальдо потребления электроэнергии являются несущественными в масштабах энергосистемы, что позволяет применять упрощенный порядок учета механизмов управления спросом в основных бизнес-процессах формирования режимов. По мере дальнейшего развития указанных механизмов станут актуальными многие вопросы их интеграции в различные этапы планирования электроэнергетических режимов. Одним из таких вопросов является разработка критериев активации управления спросом.


Далее мы проведем анализ основного действующего критерия применения механизмов управления спросом, основанного на снижении маржинальной цены РСВ в ценовой зоне, и покажем, что в целях полноценного использования потенциала управления спросом для повышения эффективности электроэнергетических режимов имеет смысл усовершенствовать данный критерий.


Цена РСВ и экономическая эффективность электроэнергетического режима


В целях сравнения различных электроэнергетических режимов, удовлетворяющих заданным ограничениям (системным ограничениям и техническим/технологическим ограничениям генерирующего/энергопринимающего оборудования участников рынка), применяется понятие экономической эффективности [1]. Если объемы (поузлового) потребления являются фиксированными (покупателями поданы только ценопринимающие заявки и эти заявки могут быть в полном объеме приняты рынком), то экономическая эффективность режима совпадает с производственной эффективностью и определяется суммарной стоимостью производства электроэнергии, рассчитанной по заявкам продавцов: из двух возможных режимов тот режим имеет большую экономическую эффективность, в котором указанная стоимость ниже.


Если покупателями поданы также и неценопринимающие заявки, то экономическая эффективность рассматриваемого режима определяется суммарной прибылью всех участников рынка [2]. При этом затраты на производство электроэнергии определяются по заявкам поставщиков, а экономическая ценность электроэнергии для покупателей определяется по их заявкам с заменой ценопринимающих заявок на заявки с некоторой высокой модельной ценой. (Если ценопринимающие заявки покупателей отобраны в полном объеме, то значение указанной модельной цены не влияет на результат сравнения экономической эффективности различных электроэнергетических режимов).


При заданных заявках участников рынка значение маржинальной цены РСВ не является критерием экономической эффективности режима: режим с более высокой маржинальной ценой может быть экономически эффективнее режима с более низкой маржинальной ценой. Для иллюстрации рассмотрим три следующих примера [3].


Пример 1. Рассмотрим энергосистему с фиксированным спросом 800 МВт∙ч и двумя поставщиками Г1 и Г2. Объекты генерации поставщиков имеют идентичные значения нижнего предела регулирования (Рмин) 500 МВт и верхнего предела регулирования (Рмакс) 1000 МВт.


Пусть предельные издержки поставщика Г1 на производство электроэнергии равны 600 руб./МВт∙ч для объема выработки в диапазоне от 500 МВт∙ч до 750 МВт∙ч и равны 1500 руб./МВт∙ч для объема выработки в диапазоне от 750 МВт∙ч до 1000 МВт∙ч, удельные затраты на производство электроэнергии на Рмин также равны 600 руб./МВт∙ч; предельные издержки поставщика Г2 на производство электроэнергии равны 1000 руб./МВт∙ч для объема выработки в диапазоне от 500 МВт∙ч до 1000 МВт∙ч, удельные затраты на производство электроэнергии на Рмин также равны 1000 руб./МВт∙ч.


В связи с тем, что суммарный Рмин двух поставщиков выше объема потребления 800 МВт∙ч оба генератора не могут быть включенными: либо включен объект генерации Г1 (режим № 1.1) с маржинальной ценой 1500 руб./МВт∙ч, либо включен объект генерации Г2 (режим № 1.2) с маржинальной ценой 1000 руб./МВт∙ч. Поскольку спрос является фиксированным, то экономическая эффективность каждого режима определяется суммарной стоимостью производства электроэнергии, рассчитанной по заявкам продавцов. Сравнение параметров указанных режимов приведено в таблице (Таб. 1).


Табл. 1. Пример 1: параметры режимов


Вывод: режим № 1.1 имеет более высокую экономическую эффективность, чем режим № 1.2, несмотря на то обстоятельство, что режим № 1.2 имеет более низкую маржинальную цену. Отметим, что моделирование фиксированного спроса ценопринимающими заявками покупателей с достаточно высокими ценами (например, с ценами выше 1500 руб./МВт∙ч) также приводит к такому выводу.


Ниже мы проведем анализ различных вариантов учета возможности снижения объема покупки при формировании режимов на примере потребителя с собственной генерацией. Рассмотрим энергосистему, в которой предложение электроэнергии представлено тремя поставщиками Г1, Г2 и Г3 с постоянными предельными издержками на производство электроэнергии. Параметры генерации представлены в таблице (Таб. 2).


Табл. 2. Параметры объектов генерации Г1, Г2, Г3 для примеров 2 и 3


Пусть в энергосистеме есть два потребителя П1 и П2. Участник П1 планирует потребить 220 МВт∙ч и подает на этот объем ценопринимающую заявку. Потребитель П2 владеет собственной генерацией, которая включена в ГТП потребления П2 и имеет следующие характеристики: Рмин=100 МВт, Рмакс=150 МВт, предельные издержки на производство электроэнергии постоянны на интервале от Рмин до Рмакс и равны 1800 руб./МВт∙ч. При этом собственная генерация потребителя П2 должна быть включена с нагрузкой не менее Рмин. Участник П2 планирует потребить 150 МВт∙ч и поэтому подает заявку на покупку электроэнергии на объем 50 МВт∙ч с ценой 1800 руб./МВт∙ч [4] (далее под объемом покупки П2 понимается сальдо перетоков со смежными субъектами: разность потребления и выработки на собственной генерации данного потребителя). Для определенности предположим, что в системе необходим горячий резерв не менее 30 МВт, размещенный на объектах генерации поставщиков. (Т.к. Г3 имеет Рмин=Рмакс, горячий резерв может быть размещен только на Г1 и/или Г2). Далее мы будем различать два случая: расчет ВСВГО без учета возможности снижения объема покупки П2 и расчет ВСВГО с учетом этой возможности.


Пример 2. Пусть при проведении процедуры ВСВГО не учитывается возможность снижения П2 объема покупки с 50 МВт∙ч до 0 МВт∙ч. В таком случае при расчете ВСВГО суммарное потребление предполагается равным 270 МВт∙ч и из требования по минимальному объему горячего резерва следует, что все три генератора являются включенными. Кривые спроса и предложения на РСВ представлены на Рис. 1 (в предположении ценопринимания на Рмин включенных генераторов и применения модельной цены 10 тыс. руб./МВт∙ч для ценопринимающей заявки П1 [5]).


По итогам расчета РСВ формируется маржинальная цена 1500 руб./МВт∙ч, что ниже предельных издержек на производство электроэнергии на собственной генерации потребителя П2, – поэтому генерация этого потребителя загружена только на Рмин, и потребитель приобретает недостающие 50 МВт∙ч на РСВ (далее – режим № 2.1). Торговый график генераторов Г1-Г3 равен 150 МВт∙ч, 90 МВт∙ч и 30 МВт∙ч соответственно. В этом режиме суммарная прибыль [6] участников рынка равна 220МВт∙ч∙(10000-1500)руб./МВт∙ч+50МВт∙ч∙(1800-1500)руб./МВт∙ч+150МВт∙ч∙(1500-1000)руб./МВт∙ч+90МВт∙ч∙(1500-1500)руб./МВт∙ч+30МВт∙ч∙(1500-2000)руб./МВт∙ч = 1945 тыс. руб.


Рассмотрим другой режим РСВ, в котором потребителю П2 дано указание снизить объем покупки электроэнергии до нуля с компенсацией данному покупателю по цене (1800-1500)руб./МВт∙ч = 300руб./МВт∙ч затрат на мероприятия по снижению объема покупки (далее – режим № 2.2). В таком случае маржинальная цена РСВ снижается до 1000 руб./МВт∙ч, (Рис. 2). Указанная оплата в размере 50 МВт∙ч∙300 руб./ МВт∙ч = 15 тыс. руб. производится потребителем П1.


Такое снижение покупки электроэнергии потребителем П2 выгодно для потребителя П1, т.к. его платеж за электроэнергию снижается на 220МВт∙ч∙(1500-1000)руб./МВт∙ч-15 тыс. руб. = 95 тыс. руб. Как при этом меняется экономическая эффективность режима? В режиме № 2.2 суммарная прибыль участников рынка равна 220МВт∙ч∙(10000-1000)руб./МВт∙ч-15 тыс. руб.+15 тыс. руб.+120МВт∙ч∙(1000-1000)руб./МВт∙ч+70МВт∙ч∙(1000-1500)руб./МВт∙ч+30МВт∙ч∙(1000-2000)руб./МВт∙ч = 1915 тыс. руб., что ниже суммарной прибыли участников в режиме № 2.1 на 30 тыс. руб. Детализация изменений прибыли участников представлена в Таб. 3.


Табл. 3. Сравнение прибыли участников в режимах № 2.1 и № 2.2



Снижение потребителем П2 объема покупки электроэнергии согласно режиму № 2.2 приводит к увеличению совокупной прибыли потребителей на 95 тыс. руб. и снижению совокупной прибыли поставщиков на 125 тыс. руб. Таким образом, суммарная прибыль участников рынка уменьшается, и режим № 2.2 имеет меньшую экономическую эффективность, чем режим № 2.1. Это также следует из того, что по сравнению с режимом № 2.1 в режиме № 2.2 потребитель П2 увеличивает объем производства электроэнергии на собственной генерации вместо покупки этого объема на рынке по цене ниже себестоимости собственного производства электроэнергии, а генераторы Г1 и Г2 снижают производство электроэнергии на 30 МВт∙ч и 20 МВт∙ч соответственно, несмотря на наличие спроса на эту выработку.


Вывод: уменьшение объема покупки потребителем П2 на РСВ снижает экономическую эффективность электроэнергетического режима и, следовательно, экономически нецелесообразно, несмотря на снижение цены РСВ.


Пример 3. В примере 2 состав включенного генерирующего оборудования поставщиков Г1-Г3 был определен без учета возможности снижения объема покупки участником П2. Рассмотрим эту же энергосистему, в случае если такая возможность учитывается на этапе ВСВГО. В случае если собственная генерация потребителя П2 производит менее 130 МВт∙ч, то совокупный объем покупки потребителями на рынке превышает 240 МВт∙ч, и для выполнения требования о наличии горячего резерва в объеме не менее 30 МВт∙ч необходимо включение всех трех генераторов.


Если собственная генерация участника П2 производит 130 МВт∙ч или более, то для выполнения указанного требования по объему горячего резерва можно либо включить все три генератора, либо только Г1 и Г2. Поскольку генераторы Г1 и Г2, а также собственная генерация потребителя П2 являются более эффективными для производства электроэнергии, чем Г3, то в оптимальном режиме генератор Г3 должен быть выключен.


Максимум суммарной прибыли участников, при условии выполнения указанного требования по объему горячего резерва, достигается в режиме с объемами покупки П1 и П2 соответственно равными 220 МВт∙ч и 20 МВт∙ч (ценовая заявка П2 отбирается частично, на 20 МВт∙ч, что соответствует снижению покупки П2 на 30 МВт∙ч относительно объема покупки П2 в режиме № 2.1) и объемами выработки на Г1 и Г2 150 МВт∙ч и 90 МВт∙ч (далее – режим № 3). При этом горячий резерв размещается только на генераторе Г2 и имеет объем 30 МВт, генератор Г3 отключен.


Маржинальная цена может быть определена либо в рамках совмещенного расчета ВСВГО+РСВ (по точке пересечения кривой предложения и кривой спроса, дополненной обязательной к отбору ступенью в объеме минимально допустимого горячего резерва 30 МВт∙ч, Рис. 3) либо на этапе РСВ с введением дополнительного ограничения на максимальную выработку Г2 в виде 90 МВт∙ч для обеспечения требуемого минимального объема горячего резерва. Оба этих варианта дают маржинальную цену 1800 руб./ МВт∙ч.


Разрывы на кривой предложения на ВСВГО+РСВ (Рис. 3) обусловлены невозможностью устойчивого несения генераторами нагрузки выше 0 МВт, но менее Рмин. Сравнение значений прибыли участников для режимов № 2.1 и № 3 представлено в Таб.4.


Табл. 4. Сравнение прибыли участников в режимах № 2.1 и № 3



Вывод: экономическая эффективность режима № 3 выше, чем у режима № 2.1 (который в свою очередь экономически эффективнее режима № 2.2). Данное обстоятельство обусловлено формированием на этапе ВСВГО электроэнергетического режима (удовлетворяющего заданным техническим/технологическим требованиям) со снижением объема покупки электроэнергии потребителем П2, что позволяет не включать генератор Г3 с высокими предельными затратами на производство электроэнергии.


В итоге, мы рассмотрели три варианта учета возможности снижения объема покупки электроэнергии потребителем П2: расчет ВСВГО без учета такой возможности и снижение объема покупки П2 только при неполном отборе его заявки на РСВ (режим № 2.1), расчет ВСВГО без учета указанной возможности и снижение объема покупки П2 только в том случае, если это приводит к уменьшению цены РСВ (режим № 2.2), расчет ВСВГО с учетом данной возможности и снижение объема покупки П2, только если это приводит к увеличению экономической эффективности электроэнергетического режима (режим № 3). Наибольшую экономическую эффективность имеет режим № 3, в котором учет возможности потребителя П2 снизить объем покупки электроэнергии интегрирован в процедуру проведения ВСВГО.


Выводы и предложения о применении механизмов управления спросом


Пример 1 показывает, что значение маржинальной цены РСВ не является критерием экономической эффективности режима: при заданных ценовых заявках участников рынка сформированный по итогам расчета ВСВГО+РСВ режим с более высокой ценой РСВ может быть экономически эффективнее режима с меньшей ценой РСВ. Это обстоятельство связано с наличием в стоимостных и производственных характеристиках участников рынка дискретных параметров (генератор либо включен с объемом загрузки не ниже технологического минимума, либо выключен; затраты на пуск генератора формируются при включении генератора и не зависят от его будущего объема выработки; ограниченное количество включений/отключений генератора в течение заданного периода времени; пр.), которые не позволяют последовательно, начиная с самых дешевых, отбирать сегменты ценовых заявок поставщиков. Узловые маржинальные цены РСВ определяются при фиксированных значениях дискретных величин, и цена РСВ в ценовой зоне в общем случае не является монотонной функцией суммарной прибыли участников рынка.


Примеры 2 и 3 иллюстрируют экономическую целесообразность применения механизма управления спросом на этапе ВСВГО, т.к. такой подход дает возможность учесть возможности потребителей по снижению объема сальдо потребления электроэнергии и получить дополнительный экономический эффект от оптимизации состава включенного генерирующего оборудования поставщиков (например, вследствие уменьшения суммарной стоимости пусков генерации, снижения удельных затрат поставщиков на производство электроэнергии, в т.ч. из-за уменьшения числа случаев работы генерации на Рмин).


Этот вывод также следует из следующих общих рассуждений. Кривые предложения на РСВ отражают переменные затраты поставщиков на производство электроэнергии и не учитывают дискретные условно-постоянные затраты [7], возникающие при выработке электроэнергии: затраты на осуществление пусков генерации, затраты «холостого хода», пр. При сравнении режимов с одинаковым составом включенного генерирующего оборудования указанные условно-постоянные затраты остаются неизменными, и изменение суммарной прибыли участников рынка в рассматриваемый час при уменьшении потребителями объема покупки электроэнергии равно изменению площади фигуры между отобранными на РСВ сегментами кривых спроса и предложения. При этом удаление из кривой спроса на РСВ сегмента, который был бы отобран на рынке, либо оставляет суммарную площадь неизменной, либо приводит к ее снижению. (Например, в режиме № 2.2 снижение потребителем П2 объема покупки электроэнергии приводит к уменьшению площади между отобранными на РСВ сегментами заявок покупателей и поставщиков при сравнении с режимом № 2.1).


Это означает, что для формирования положительного экономического эффекта от снижения потребления в рассматриваемый час должны произойти также и иные изменения в указанный час и/или иные часы. При изменении состава включенного генерирующего оборудования поставщиков экономический эффект в данный час от снижения электропотребления в общем случае не равен изменению площади области между отобранными участками кривых спроса и предложения на РСВ, т.к. в площади рассматриваемой фигуры не отражены указанные условно-постоянные затраты поставщиков.


Следовательно, для получения положительного экономического эффекта от уменьшения потребителем объема покупки электроэнергии (при условии соблюдения технических/технологических требований к режиму как для исходного режима, так и для режима со сниженным объемом покупки) необходимо изменение компонентов затрат поставщиков (экономической ценности электроэнергии для покупателей), не отраженных в кривых спроса/предложения на РСВ, и/или изменение кривых спроса/предложения в рассматриваемый час и/или иные часы (помимо изменения кривых спроса на РСВ вследствие снижения объема в заявках покупателей). Такие изменения могут быть обусловлены, например, оптимизацией состава включенного генерирующего оборудования посредством учета возможности уменьшения сальдо потребления на этапе ВСВГО, перераспределением покупателями потребления между часами суток.


Также важен вопрос, нужно ли вводить дополнительные стимулирующие меры для потребителя (в виде доплат/снижения затрат) за участие в механизме снижения объема покупки электроэнергии? Существует по меньшей мере две ситуации, в которых такие меры необходимы. Во-первых, порядок ценообразования на рынке может не обеспечивать полную компенсацию потребителю заявленных им затрат на реализацию мероприятий по снижению объема покупки электроэнергии даже в случае, если такое снижение приводит к экономически более эффективному режиму и оптимально для рынка в целом. Во-вторых, определенные по итогам расчета режима почасовые объемы уменьшения покупки электроэнергии могут отличаться от объемов, оптимальных с точки зрения экономики потребителя, – в таком случае у участника возникает упущенная выгода.


В настоящее время объемы возможного снижения сальдо потребления электроэнергии при применении механизмов управления спросом являются несущественными, что дает возможность применять упрощенный порядок их учета при планировании режимов. По мере увеличения объема потребления, участвующего в механизме управления спросом, и расширения включенных в механизмы управления спросом перечня реализуемых потребителями мероприятий (например, помимо снижения объема сальдо потребления электроэнергии в определенные Коммерческим оператором часы суток, у потребителей могут быть возможности по перераспределению электропотребления между часами суток в заданных ими пределах при сохранении суммарного за сутки объема потребления электроэнергии) целесообразно полноценно интегрировать имеющиеся у потребителей возможности по изменению объема покупки электроэнергии во все этапы планирования электроэнергетических режимов.


В случаях превышения горизонта планирования ресурсов по управлению спросом над периодом планирования режимов, внедрение такого подхода потребует изменения сроков осуществления бизнес-процессов и/или распределения указанных ресурсов на основе прогнозных значений экономических и технологических параметров будущих режимов (например, механизм управления спросом может иметь ограниченный ресурс применения суммарно за месяц, в то время как горизонт планирования формализованного расчета ВСВГО, проводимого в сутки Х, составляет трое суток: сутки Х+2, Х+3, Х+4 с окончательным расчетом для суток Х+2).


Сноски:

[1] При наличии ограничений на возможные значения объемов производства/потребления в различные часы указанная экономическая эффективность определяется в отношении соответствующего временного интервала.

[2] В экономической литературе также применяются термины «выигрыш», «излишек» покупателя/продавца.

[3] Для упрощения анализа рассматривается однопериодная, одноузловая модель без нагрузочных потерь; каждый поставщик владеет одним объектом генерации; отсутствуют ограничения на скорость сброса/набора нагрузки объектов генерации; не учитываются: стоимость пуска генерации, потребление э/э на собственные нужды генерации, изменение финансовых обязательств потребителя по оплате мощности на рынке мощности и по оплате услуг по передаче электроэнергии при снижении сальдо потребления, пр.

[4] Указанная заявка соответствует остаточному спросу потребителя П2 и является результатом сальдирования двух заявок: ценопринимающей заявки на покупку 150 МВт∙ч и ценовой заявки на продажу с ценопринимающей ступенью на 100 МВт∙ч и ценовой ступенью с ценой 1800 руб./МВт∙ч на объем от 100 МВт∙ч до 150 МВт∙ч.

[5] При более строгом рассмотрении примера в качестве модельной цены необходимо использовать стоимость потери потребителями 1 МВт∙ч нагрузки (value of lost load), которая значительно выше 10 000 руб./МВт∙ч. Однако, как было отмечено выше, значение модельной цены не влияет на отличие суммарной прибыли участников в сравниваемых режимах и не препятствует идентификации экономически более эффективного режима.

[6] Поскольку заявка участника П2 соответствует остаточному спросу, то рассчитанная по заявке «прибыль» П2 соответствует дополнительной прибыли по отношению к варианту без покупки электроэнергии на рынке.

[7] Аналогичные условно-постоянные составляющие могут также присутствовать и у покупателей (например, если вследствие особенностей технологического процесса производства потребителя объем его потребления электроэнергии принимает дискретные значения).

Просмотров: 465