16+
Значительная протяженность обслуживаемой территории (более 4000 км с запада на восток), большой временной сдвиг (от 3 до 6 часов относительно Москвы), континентальный климат с морозной зимой и жарким, нередко засушливым летом. Таковы факторы, накладывающие свой отпечаток на режимы работы «Объединенных энергетических систем» (ОЭС) Сибири. Они же повышают степень ответственности диспетчеров Объединенного диспетчерского управления энергосистемами Сибири, управляющих сложнейшим комплексом электростанций.
О том, насколько сложен этот механизм, позволяет судить следующий пример. Как известно, на территории ОЭС Сибири расположены Саяно-Шушенская, Красноярская, Братская, Усть-Илимская ГЭС – гиганты российской гидроэнергетики.
Природа диктует условия
Объемы электроэнергии, вырабатываемые на гидроэлектростанциях Сибири, составляют около 50% от общей выработки электроэнергии. Наличие большого объема гидростанций позволяет использовать их резервы (в сумме до 5000 МВт) для покрытия неравномерности суточного графика нагрузки, составляющего до 4000 МВт с учетом внешнего перетока, в то время как тепловые электростанции Сибири в основном работают в базовой части графика.
При этом режимы работы ОЭС Сибири в значительной степени зависят от трудно прогнозируемых природных факторов. Летний период, который является избыточным по производству электроэнергии, характеризуется максимальной разгрузкой тепловых электростанций (вплоть до останова), в то время как нагрузка гидроэлектростанций определяется наличием гидроресурсов. Напротив, зимний период, который может являться дефицитным, характеризуется практически полным использованием тепловых мощностей. Загрузка ГЭС зимой определяется наличием накопленных в летний период гидроресурсов и условиями ледостава в нижнем бьефе.
Рынок повышает ответственность
В наши дни к перечисленным выше факторам добавились новые условия, заданные уже не природой, а формирующимся свободным рынком энергии и мощности.
С 1 мая 2005 года на территории ОЭС Сибири начал работу сектор свободной торговли и вступили в силу правила оптового рынка электроэнергии переходного периода (ОРЭПП). Правила ОРЭПП учитывают особенности энергетики Сибири и ограничивают объемы продажи электроэнергии в свободном секторе торговли до 5% для ТЭС, для ГЭС – до 2% от предварительного диспетчерского графика. Доля покупки электроэнергии потребителями на секторе свободной торговли ограничена до 15%. Остальные объемы электроэнергии продаются и покупаются по установленным федеральными органами регулируемым тарифам.
Запуск ОРЭПП существенно изменил и усложнил технологию и принципы формирования диспетчерских графиков и одновременно повысил заинтересованность поставщиков в снижении производственных затрат.
Работа ОДУ Сибири по формированию диспетчерских графиков в условиях ОРЭПП строится следующим образом. Ежедневно здесь формируется актуальная расчетная модель ОЭС Сибири на следующие сутки, содержащая предварительный диспетчерский график работы субъектов рынка. После тщательной проверки она отправляется в некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы» (НП «АТС») для проведения конкурентного отбора на основе ценовых заявок поставщиков и покупателей электроэнергии. Результатом торгов являются новый график, цены и финансовые обязательства субъектов рынка. Потребители, не прошедшие конкурентный отбор в секторе свободной торговли, оплачивают недостающие объемы по ценам регулируемого сектора.
Кроме описанных выше изменений, новые правила ОРЭПП ввели в действие методику расчета стоимости отклонений между диспетчерским графиком и фактической выработкой или потреблением субъекта рынка. Использование новой методики при расчете стоимости отклонений субъектов вызвало необходимость повышения качества прогнозирования, а также четкого выполнения поставщиками заданных графиков генерации для уменьшения финансовых потерь. Это привело к повышению ответственности субъектов рынка при планировании и исполнении диспетчерских графиков. Другой стороной медали оказалось необоснованное увеличение убытков поставщиков при аварийной остановке генерирующего оборудования, так как отклонения оплачивались по максимальному тарифу ценовой зоны с использованием штрафных коэффициентов.
С 20 октября 2005 года на территории ОЭС Сибири начал функционирование балансирующий сегмент оптового рынка, заменивший прежнюю методику расчета стоимости отклонений. С вводом балансирующего сегмента стоимость отклонений субъектов рынка стала определяться конкурентным отбором предложений поставщиков на основе их ценовых заявок.
Самое главное
Как бы ни менялись правила игры, основной функцией системного оператора остается надежность и экономичность электроснабжения потребителей. Введение свободного сектора торговли усложнило процесс планирования диспетчерских графиков, изменило финансовые результаты работы для субъектов рынка, практически не отразилось на надежности электроснабжения потребителей Сибири.
WhatsApp
ВКонтакте
.svg)
