Ближайшие российские конференции:
 
 
Сервис предоставлен Конференции.ru ©

О резервах энергетической мощности

№ 3(138), 30.03.2017 г.

Как определяется уровень резервов?

Единого принципа установления объема резервов в мире нет, поскольку этот объем, в той или иной степени, определяется рынком. Так, в США действуют разные нормативы на оперативный резерв, то есть тот резерв  мощности, какой можно использовать по мере возникновения в этом необходимости. В районе Нью-Йорка  (East Central Area Reliability Council, ECAR) он должен составлять 3% от дневной пиковой нагрузки, южнее — быть не менее 700 MW, а во Флориде — превышать четверть мощности самой мощной электростанции системы. А на западе США оперативный резерв должен составлять 5% от мощностей ГЭС плюс 7% от мощностей тепловых станций. При этом горячий резерв должен быть не менее половины оперативного .
К резервам мощности необходимо добавить резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС — запас воды. 
Резервы генерации ЕЭС в советское время составляли 4—6%  от нагрузки системы. При этом считалось, что лимитирующим фактором являются  пропускные способности линий электропередач. За последние 25 лет не было существенных инвестиций в линии, но когда говорят о резервах мощности, чаще всего, как и в советское время, говорят о резервах генерирующих мощностей, то есть о том, что ближе энергетической компании и что дальше от потребителя. 
Первая мысль: в каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети — должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности. В этом заинтересованы все. Но обеспечить это возможно только разными видами резервов мощности. Их насчитывается четыре. До последнего времени они  по объемам определялись по отношению к максимальной нагрузке энергосистемы: ремонтный (7—8%), аварийный (4%), государственный (1%) и нагрузочный (4%). В сумме получается 16—17% от максимальной нагрузки ЕЭС. 
Смысл первых двух понятен из их названия.  Государственный резерв предназначен для обеспечения мобилизационных нужд РФ и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций. Нагрузочный резерв иногда называют частотным. Он зависит от режима энергопотребления и нужен для того, чтобы компенсировать нерегулярные превышения нагрузки.
Считается, что ТЭО нужно составлять только для мощностей ремонтного и аварийного резерва. Госрезерв задается государством, а нагрузочный резерв должен определяться по статистике или через рыночные механизмы. 

Задача поддержания надежности

Чаще всего, когда говорят о резервах энергосистемы, имеют в виду резерв генерации. Но, кроме того, должны быть резервы передачи и распределения электроэнергии. Надежность этих трех частей должна быть одинаковой. Неразумно иметь высокие резервы генерации, если линии электропередачи ненадежны.
Резерв мощности — лишь частный способ обеспечения надежности энергосистемы наряду с качественным оборудованием, регулярными ремонтами, скоростью обеспечения запасными частями и многими другими мерами. Чем хуже налажено все прочее, тем более значительными должны быть резервы мощности.
Надежность определяется как вероятность устройства или системы должным образом выполнять свои функции в течение заданного периода и при определенных условиях. Уже это определение делает не вполне обоснованным требование платить за резервные мощности, которые повышают надежность энергосистемы. Более оправданной была бы страховая схема: оценивается уровень надежности, описываются страховые случаи, и потребителя обязывают приобрести страховку.  
К тому же речь не идет о фактических рисках. Есть модель генерации, есть модель нагрузки. Риск того, что нагрузка будет больше генерации, оценивается по сопоставлению результатов расчетов по двум моделям.
Существуют два варианта трактовки электроэнергии: то ли она товар, то ли она услуга. В результате преобразований отечественной энергетики в большей мере устоялась точка зрения на электроэнергию как товар . Поэтому к качеству электроэнергии, как и к качеству любого товара, могут быть предъявлены претензии. И как вы предъявляете претензии к качеству товара, купленного в магазине, так, вроде бы, можно предъявить и претензии к качеству электроэнергии. Этого не происходит по той причине, что не выделены как отдельные услуги то, что необходимо для доставки электроэнергии до потребителя.   
Этих услуг в мировой практике шесть: распределение (scheduling), управление и диспетчирование, производство реактивной мощности и регулирование (стабилизация) напряжения, регулирование и стабилизация частоты, симметрирование (обеспечение баланса нагрузки по фазам), горячий и дополнительный оперативный резерв. В США эти услуги включены в тариф, но смысл такого включения несколько иной, чем у нас. Если какая-то услуга не выполняется, то поставщик не вправе требовать за нее оплату. У нас же потребление электроэнергии как товара избавляет поставщика от претензий. Дескать, купили пирожок и съели его? Какие могут быть претензии!
Если, и только если низкое качество потребленной электроэнергии будет основанием для отказа платить, только тогда станет возможным формирование рынка по каждой из шести услуг. 
В чем смысл разделения дополнительных услуг? Становится возможным  создание рынка по каждой из этих услуг. Рынок и определит по любой энергосистеме, сколько стоят эти услуги, целесообразно исполнять ли это энергосистеме самой либо отдать на аутсорсинг. Создание особых рынков для каждой из этих услуг — задача непростая.  
Список шести услуг в мировой практике не считается полным, тем более что и сами услуги из шестерки между собой связаны. Вместе с тем, состав дополнительных услуг может дополняться в связи с тем, что рынок электроэнергии у нас считается либерализованным, и в него могут добавляться дополнительные услуги, не включенные в список. Но некоторые дополнительные услуги ввести трудно.

Иллюстрация: услуга «черный старт»

В наибольшей степени дискуссии сейчас ведутся вокруг такой услуги, которая называется black start, то есть запуск системы энергообеспечения без помощи извне. Ради этого тепловая электростанция вынуждена всегда поддерживать свою работу на уровне не менее 10% от обычной мощности, чтобы иметь возможность эту мощность обеспечить. Поскольку это затратно, альтернатива состоит в том, чтобы получать эту энергию извне. И тут существенную помощь оказывают ГЭС, которые во многих энергосистемах выполняют функцию «пускачей».
 «Черный старт» означает, что энергосистема обеспечила возможность реализации такой последовательности, например, на ГЭС. Малый дизель-генератор запускается от аккумуляторов, энергия от него используется для того, чтобы запустить генерирующие мощности станции. Напряжение подается в магистральные линии от ГЭС. Будучи включенной в систему, ГЭС выполняет стартовые функции для одной из электростанций, работающих на угле. Энергия от нее запускает другие электростанции. И только тогда электроэнергия начинает поступать потребителям. Запустить сразу всю энергосистему попросту невозможно. 
И потребитель вынужден оплачивать содержание всего пускового комплекса, хотя ГЭС может дальше и не работать значительную часть времени.
Кроме того, все здания должны быть отапливаемыми, а если есть хранилища энергии, то необходимо и кондиционирование, на которое может быть затрачено больше дополнительного потребления электроэнергии. Этот момент особенно важен для Сибири.  
В большой сети «черный старт» порождает многие «очаги» генерации, причем только синхронизация их может сформировать единую сеть. Электростанции в сети должны быть в состоянии обеспечивать ступенчатую нагрузку по мере подключения или отключения нагрузок в сети. Для нас «черный старт» выглядит экзотикой, а вот в Великобритании услуга «черного старта» включена в список обязательных услуг, предоставляемых энергосистемой. Это исключает данную услугу из экономических расчетов — обязательно и все. 
На источники «черного старта» существуют ограничения. Не все электростанции способны на него. Так, ветроэлектростанции обычно подключены к сетям, какие принципиально не могут быть обесточены.

Наши и не наши

Возьмем, например, услугу, когда резерв генерации исчерпан, а частоту в системе не удалось восстановить.  Тогда, согласно принятым в РФ правилам, становятся возможными отключения  «менее ответственных потребителей». Для советской экономики это было естественным, а для нормальной рыночной экономики разделение потребителей на более и менее «ответственных» недопустимо.
В нашей стране разработка и внедрение рыночных механизмов в целом не завершены даже на таких рынках, как рынок зерна или рынок недвижимости. Поэтому нет ничего удивительного в том, что рынок электроэнергии и мощностей, признаваемый всеми в мире как самый сложный, также далек от окончательного оформления.
Тем более что создание энергетической системы в СССР в условиях плановой экономики шло с экономией по всем линиям, и, в первую очередь, за счет экономии на резервных мощностях. И сколько бы мы ни гордились аббревиатурой ЕЭС, единой энергетической системы как единого рынка электроэнергии пока не получилось. Страна разделена на две ценовые зоны: Европу (включая Урал) и Азию. Кроме них есть еще четыре неценовых зоны (Республика Коми, Архангельская и Калининградская области и Дальний Восток). В них цены на электроэнергию регулируются не рынком. И, наконец, есть еще 7 изолированных зон (Сахалин, Камчатка, Чукотка, Якутия, север Красноярского края, Норильск, Магадан), где в электроэнергетике практически сохраняются советские порядки, то есть регулирование цен и резервов мощностей сверху.
Вследствие этого в неценовых и изолированных зонах применяются методы внешней оптимизации резервов энергетических мощностей. 
Существует несколько таких методов. При первом из них минимизируется сумма затрат на резервы и потенциальные потери у потребителей из-за невысокой надежности системы. При втором методе добавляется еще один этап, на котором минимизируются затраты на резервы с учетом выявленных на первом этапе оптимальных потребностей в надежности, безопасности и качестве предоставляемых услуг. Наконец, при третьем методе, частичной оптимизации, перечисленные требования задаются изначально. Таким образом, острова плановой экономики продолжают сохраняться в море рыночных отношений.
Поэтому, когда мы говорим о российском рынке электроэнергии и мощностей, нужно иметь в виду, что заметная часть территории РФ из него исключена, а та, что осталась, поделена надвое. И в каждой из них работает свой рынок мощностей.  
С 2010 года в торговле мощностями стали внедряться производные финансовые инструменты: фьючерсы, форварды и прочие. Они используются, как обычно, — для перераспределения  ценовых рисков. В итоге сформировалось множество механизмов рынка мощности, на которые наложились эти финансовые инструменты. При этом все они не достигают конца цепочки  продаж, потребителя электроэнергии, хотя попытки дойти до него предпринимаются с 2006 года. 
Рынок электроэнергии и мощностей делится по периодам торговли, от почасового до долгосрочного. Этот комплекс незавершенных рыночных механизмов выглядит следующим образом. Основу составляет торговля мощностью по регулируемым договорам (РД) «для населения и приравненных к нему потребителей», определенная не законодательно, а постановлением правительства. Кроме них, практикуются свободные договора по мощности (СДМ), свободные договора по электроэнергии и мощности при нерегулируемых ценах (СДЭМ), продленные или разовые, с оговорками относительно технических параметров генерации или без них. 
Кроме того,  есть торговля мощностью по ценам в рамках конкурсов инвестиций на формирование перспективного технологического резерва мощностей (ДФПРМ), по мощностям, работающим в вынужденном режиме (ВР), в целях компенсации потерь в сетях и в целях совместной работы энергетики РФ и иностранных государств; и так далее. 
Последнее три года развивается также торговля мощностью по свободным ценам путем конкурентного отбора мощности (КОМ). На нее возлагаются особые надежды, хотя эта процедура отбора ценовых заявок на продажу мощности больше конкурс, чем рынок. И как в прочих конкурсах, проводимых государством, кроме ценового фактора (стоимости отбираемой мощности) учитываются и факторы режимные, технические, территориальные и прочие, включая возможности перетока потребления электроэнергии (в т. ч. пикового). А когда учитываются многие факторы, это уже не совсем рынок.  Фактически КОМ означает откат от свободного рынка электроэнергии и мощностей в сторону плановой системы, вводимой пока частично.
Причина не только в том, что не модернизируемая в течение четверти века энергосистема страны требует все больше резервов для компенсации снижения надежности оборудования. Принципиальным является сохранение диспаритета прав между производителем и потребителем, поскольку только потребителя и можно заставить платить за устранение дефектов энергосистемы. 
Кто платит?
Чтобы снизить последствия сбоев для потребителя, необходимо инвестировать в дополнительные мощности. Откуда же взять эти инвестиции? Нам кажется естественным, что единственный выход  — повышение тарифа. Но это только потому, что не используются другие механизмы. Разгул рыночной экономики затихает, как только речь заходит о резервах энергетических мощностей. В большинстве развитых стран цена резерва энергомощностей определяется на рынке.
Рынки мощностей делятся на параллельные и последовательные. При параллельном подходе системный оператор накапливает информацию о затратах и характеристиках генерирующих мощностей. Затем, допуская наличие некоторых требований к резервам, он стремится минимизировать затраты через оптимальное размещение генерирующих мощностей. Тем самым обеспечиваются наименьшие затраты  при заданных ограничениях. Но этот подход имеет принципиальный недостаток — отсутствие выбора у участников рынка. Собственники генерирующих компаний, что естественно, стремятся к закрытию всей имеющейся у них информации о затратах ради того, чтобы обосновывать масштабные инвестиционные программы. 
Аукционы на последовательных рынках также касаются энергии и услуг по поддержанию оперативного резерва. За день до аукциона генераторы имеют возможность предложить различные почасовые цены на энергию и резервы мощности. Рынок должен на эти предложения отреагировать. В результате получаем очищенные рынком цены и определенные им объемы энергии и ресурсов. Это — в теории. Но что касается чехарды  почти десятка рыночных механизмов на отечественном рынке электроэнергии, ни в одном из которых нет равноправия поставщика и потребителя, то реакции рынка, состоящего из поставщиков и перепродавцов, вряд ли следует ожидать.
Считается, что, помимо оптового рынка электроэнергии и мощности, существует в нашей стране и розничный рынок, где участниками могут быть и потребители электрической энергии. Но влияние потребителей на цены и объемы резервов мощности нулевое. Потому и участниками рынка они могут быть признаны только условно. Дополнительные услуги, связанные с доставкой электроэнергии потребителю, не дифференцированы. Если услуга оказана некачественно, ее приходится все равно оплачивать.    
Если бы потребитель не оплачивал упомянутые выше дополнительные услуги, если их не оказывают, то сибиряки платили бы существенно меньше .  По каким причинам? Назову лишь одну из них. Во второй ценовой зоне, в Сибири, частота электроэнергии за установленные пределы ±0,5 герц выходит чаще, чем в первой зоне. И такую электроэнергию  при нормальном рынке можно было бы не оплачивать. А мы платим. Ради светлого будущего.
Юрий Воронов
 
Просмотров: 486