О развитии системы дифференцированных тарифов в условиях рынка энергии и мощности

А. Н. Герцен, заместитель руководителя Департамента топливно-энергетического хозяйства г. Москвы,

Г. Г. Гребенюк,  канд. техн. наук, ведущий научный сотрудник Института проблем управления РАН

Широко используемый в Европе и крупных городах России метод дифференцированных тарифов направлен на уменьшение пиковых нагрузок на энергосистему и повышение ее экономичности. При работе на максимальных мощностях и переходных режимах увеличивается расход топлива, происходит интенсивный износ оборудования, увеличиваются риски цепных отключений нагрузки. Поэтому можно считать, что этот метод в первую очередь ориентирован на соблюдение интересов производителей, ответственных за надежное и эффективное функционирование энергосистемы. Обеспечить необходимые режимы работы генерирующих установок производящие компании могут только во взаимодействии с потребителями энергии. Это взаимодействие даже в условиях рынка энергии и мощности требует выстраивания определенных отношений поставщиков энергии с постоянными участниками рынка продаж: региональными сбытовыми компаниями и крупными потребителями, а тех, в свою очередь, с конечными потребителями.

Особенностью метода дифференцированных тарифов является выделение и закрепление на время действия договора энергосбытовой компании с региональными розничными потребителями энергии временных суточных интервалов, в которых для большинства потребителей действуют фиксированные высокие или низкие тарифы. Кроме этого, вводятся дополнительные тарифы на заявляемую мощность.

Помимо неоспоримых достоинств, данный метод имеет следующие недостатки:

• игнорируются интересы потребителей, которые заключаются в возможности работы в любое время суток с относительно недорогим тарифом;
• при наличии оптового рынка продажи энергии конечный потребитель полностью от него изолирован длительными договорными отношениями с гарантированным поставщиком электроэнергии – энергосбытовой компанией. Однако в условиях реформирования электроэнергетики России, развития оптового рынка гарантии долговременных фиксированных тарифов становятся проблемными.

Развитием метода дифференцированных тарифов может стать метод сбалансированных тарифов, направленный на выполнение критериев эффективной работы ЭС путем определенного тарифного регулирования конечных потребителей, выполняемого энергосбытовой компанией в соответствии с рекомендованным профилем ограничений мощности в ее суточном распределении при большем учете интересов этих потребителей.

Появление конкурентной среды на рынке электроэнергетики привело к разделению интересов его участников по видам технологических процессов: производство, передача, распределение, снабжение потребителей [1]. В такой среде важно поддержать единство энергосистемы. Эту роль выполняет системный оператор – центральная система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России.

Используемый в Европе и крупных городах России метод дифференцированных тарифов направлен на уменьшение пиковых нагрузок на энергосистему и повышение ее экономичности.

Одной из ее задач является управление режимами электрических станций ЕЭС с целью обеспечения наиболее экономичных режимов работы объединенных энергосистем России.

В настоящее время в России действует оптовый и розничный рынок электроэнергии и мощности. Оптовый рынок имеет в своем составе сектор регулируемых договоров, рынок «на сутки вперед», балансирующий рынок. Государственное регулирование тарифов осуществляется на федеральном и региональном уровнях (рис. 1). Оптовые тарифы регулируются Федеральной службой по тарифам (ФСТ) в части установления предельных уровней на электроэнергию, продаваемую производителями, передачу, диспетчеризацию и т. д. ФСТ подчинена федеральному правительству и устанавливает предельные тарифы для регионов (минимальные и максимальные).

Рисунок 1 (подробнее)   Государственное регулирование тарифов

Розничные цены регулируются региональными энергетическими комиссиями (РЭК) в пределах границ, установленных ФСТ [2]. РЭК подчинены органам исполнительной власти субъектов РФ. Сектор розничных продаж имеет региональную сегментацию.

Федеральное регулирование осуществляется путем изменения оптовых цен. Основными покупателями электроэнергии на оптовом рынке являются региональные энергокомпании, которые обслуживают розничный рынок электроэнергии [2]. Региональное регулирование может сдерживать или увеличивать рост региональных цен по сравнению с ростом оптовых цен. Для обеспечения надежного функционирования систем энергоснабжения региональные органы власти добавляют в тариф инвестиционную составляющую с тем, чтобы часть средств, поступающих от оплаты услуг потребителями, расходовалась предприятиями (независимо от их формы собственности) на реконструкцию, современное оборудование, ввод новых мощностей и т. д. В [3] отмечается несовершенство механизмов регулирования тарифов. Регулирование цен и тарифов в регионах имеет социальную направленность, часто применяется политика сдерживания роста цен и устранения возникающей из-за роста цен социальной напряженности. С этой целью производителям услуг и (в ряде случаев) потребителям услуг предоставляются бюджетные дотации [3]. В то же время при регулировании цен и тарифов органы региональной власти заинтересованы в сокращении дотаций путем повышения эффективности системы энерго-снабжения.

Основным методом расчета тарифов в России является метод экономически обоснованных расходов (затрат) [4], который базируется на необходимой валовой выручке региональной энергокомпании и включает в себя расчет затрат на производство энергии, оплату услуг по передаче энергии и других услуг, связанных с процессом поставки энергии, и расчет прибыли, необходимой для поддержания бизнеса и роста энергокомпании, в том числе инвестиций.

Зависимость цен на оптовом рынке от времени суток естественным путем приводит к выравниванию нагрузки за счет уменьшения объемов закупок для крупных потребителей – покупателей оптового рынка – в пиковые часы и роста – в ночные. В [2] отмечается, что после введения новой модели оптового рынка (сентябрь 2006 года) свободные рыночные цены стали формироваться на основе спроса и предложения участников рынка. При этом «цены в часы минимума нагрузки намного ниже цен в часы максимума нагрузки, что сформировало для потребителей (не только для покупателей оптового рынка, но и для той части потребителей на розничном рынке, которой энергосбытовые компании предоставляют энергию по нерегулируемым ценам оптового рынка) сигналы к энергосбережению и изменению профиля своей нагрузки». Таким образом, происходит более эффективное использование генерирующих мощностей. При этом большая часть конечных потребителей, как сказано выше, изолирована от рынка долговременными договорными отношениями с гарантированным поставщиком электроэнергии – энергосбытовой компанией.

Такое тарифное регулирование снижает нагрузки на энергосистему в часы пик, но не позволяет в полной мере сбалансировать интересы производителей и потребителей энергии. Интересы первых на рынке представлены в виде территориальных генерирующих компаний (ТГК), интересы вторых – в виде энергосбытовых компаний.

При работе на максимальных мощностях и переходных режимах увеличивается расход топлива, происходит интенсивный износ оборудования, увеличиваются риски цепных отключений нагрузки. Поэтому можно считать, что метод дифференцированных тарифов  в первую очередь ориентирован на соблюдение интересов производителей, ответственных за надежное и эффективное функционирование энергосистемы. Обеспечить необходимые режимы работы генерирующих установок производящие компании могут только во взаимодействии с потребителями энергии.

Жесткая технологическая зависимость процессов выработки энергии от ее потребления и переменный график электрической нагрузки предъявляют особые требования к системе производства энергии. Энергоблоки тепловых станций допускают изменения мощности в ограниченном диапазоне. Частые изменения мощности за допустимые пределы вызывают снижение срока службы агрегатов, а работа на повышенных мощностях приводит к ухудшению экономической эффективности энергоблоков. Стоимость электроэнергии, вырабатываемой в часы пиковых нагрузок, намного выше стоимости этой энергии в обычные часы работы.

Автоматизированная система диспетчерского управления энергосистемой распределяет задания на изменения мощности каждому энергоблоку в энергосистеме таким образом, чтобы обеспечивались определенные цели управления. Ими могут быть достижение максимальной экономической эффективности энергосистемы [5], минимального количества вредных выбросов в атмосферу и т. д. Важным механизмом обратной связи между производителем и потребителями, позволяющим приблизить фактическое потребление энергии к заданному графику нагрузки, является тариф. Однако сейчас большая инерционность процесса регионального тарифного регулирования не позволяет энергосбытовым компаниям участвовать в сравнительно «коротких» процессах продаж на рынке энергии и мощности.

Постановка задачи. Итак, сформулируем нашу задачу: необходимо создать такую систему тарифов на электроэнергию, которая стимулировала бы различные группы региональных конечных потребителей к перераспределению собственной нагрузки таким образом, чтобы нагрузка энергосистемы стремилась к среднему суточному значению. Это значение при определенном составе генерирующих мощностей может определить режим наибольшей эффективности энергосистемы.

Для решения задачи применим метод сбалансированных тарифов. Сначала на примере одного энергоблока проиллюстрируем эффект экономии топлива от выравнивания нагрузки [6].

Зависимость экономии топлива от выравнивания нагрузки [4]

Большую долю в тарифе занимает топливная составляющая. Расход топлива зависит от многих технических (эффективность оборудования) и режимных факторов работы энергосистемы. Последние зависят от профиля суточного графика нагрузки на энергосистему, который определяется суммой распределенных во времени нагрузок множества неоднородных потребителей.

Топливная расходная характеристика «мощность – расход топлива» каждого энергоблока является нелинейной, и существуют области, в которых как повышение, так и снижение уровня мощности вызывает значительный прирост удельного расхода топлива.

Качественный механизм прироста топлива из-за существования точки излома легко объясняется исходя из упрощенных суточных и расходных характеристик энергосистемы, представленных на рис. 2а и 2б.

Рисунок 2 (подробнее)   Потери топлива из-за нелинейности топливной расходной характеристики энергоблока

Топливная расходная характеристика энергоблока в идеализированном (кусочно-линейном) виде P(B) представлена на рис. 2б. Отметим характерную технологическую особенность подобных графиков – при превышении мощностью P значения P_э резко возрастает расход топлива В на единицу прироста мощности (рис. 2б).

Качественный механизм потери топлива из-за существования точки излома легко объясняется исходя из упрощенных суточных и расходных характеристик энергосистемы, представленных на рис. 2а и 2б.

На рис. 2а изображен перестроенный в порядке уменьшения мощности график суточной нагрузки P(T). График приведен в идеализированном линейном виде.

На рис. 2в методом переноса точек построен результирующий график B(T) распределения расхода топлива B по периодам времени T. Если в точке 2 графика рис. 2б не происходил бы излом характеристики P(B), то расход топлива во времени имел бы вид прямой 3a-2-1 (рис. 2в). При выравнивании суточного графика на рис. 2а, без изменения общей энергии, мощность стремится к значению P_ср и при этом расход топлива на рис. 2в будет приближаться к B_ср.

Упрощенные расходные характеристики P(B) энергоблоков имеют вид ломанной линии 1-2-3б (рис. 2б) с изломом в точке 2. В силу нелинейности характеристики P(B) приращение расхода топлива при значениях мощности P > P_э возрастает. Соответственно график расхода топлива во времени имеет вид ломанной линии 1-2-3б (рис. 2в).

Перерасход топлива из-за излома характеристики оценивается площадью треугольника 3б-2-3a (рис. 2в, область голубого цвета). Эту часть топлива можно экономить путем выравнивания нагрузки, снимая ее с энергетических пиков и распределяя на незагруженные интервалы времени суток.

Специфический вид топливной расходной характеристики энергоблоков используют в своих действиях диспетчеры энергосистемы. А именно, когда надо увеличить мощность, они выбирают для этого тот энергоблок, характеристика которого имеет минимальный прирост расхода топлива на единицу наращиваемой мощности [5].

 

Продолжение статьи читайте в следующем номере

Литература

1. Кучеров, Ю. Н. Надежность электроснабжения – общественное достояние или рыночная услуга? [Текст] / Ю. Н. Кучеров // Энергорынок. – 2004. – № 11.

2. Годовой отчет ОАО РАО «ЕЭС России» [Текст]. – Москва, 2006.

3. Юдашкина, Г. Регулирование электроэнергетики России: роль регионов [Текст] / Г. Юдашкина, С. Побочий // Квантиль. – 2007. – № 2.

4. Игонина, Л. Л. Муниципальные финансы [Текст] / Л. Л. Игонина. – М.: Экономистъ, 2003.

5. Венников, В. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем [Текст] / В. А. Венников, В. Г. Журавлев, Т. А. Филиппова. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

6. Гребенюк, Г. Г. Непрерывное тарифное регулирование для формирования желаемого графика нагрузки энергосистемы [Текст] / Г. Г. Гребенюк, М. М. Соловьев // АиТ. – 2004. – № 5.