Лазебник А.И., Хабачев Л.Д._О методах и механизмах обеспечения надежности перспективных энергобалансов ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем страны в рыночных условиях развития электроэнергетики

   Разработка перспективных энергобалансов ЕЭС и ОЭС страны играет важнейшую роль при формировании долгосрочных инвестиционных программ хозяйствующих субъектов при прогнозировании объемов, режимов и цен на поставки мощности и электроэнергии на оптовом рынке на долгосрочную перспективу, как основы для оценки инвесторами эффективности входа нарынок мощности.

     Одним из факторов, существенно влияющих на условия формирования перспективных энергобалансов, как в целом по ЕЭС страны, так и по отдельным ОЭС, является необходимость разработки энергобалансов в соответствии с нормативами надежности энергоснабжения потребителей на перспективу обеспечиваемой путем создания необходимых резервов генерирующих мощностей и запасов пропускной способности магистральных электрических сетей   напряжением   330   кВ   и   выше   в сечениях между территориальными зонами ЕЭС.

    Нормативный подход к обеспечению   балансовой   надежности энергоснабжения   потребителей  при   разработке   перспективных энергетических балансов на уровнях ЕЭС и ОЭС базируется на задании общего уровня резерва мощности (включающего ремонтный, оперативный и   стратегический   резервы),   учитываемого  при разработке   баланса мощности ЕЭС, и его распределения по отдельным ОЭС или частям ОЭС.

      Специфической   особенностью ЕЭС   страны   является   наличие достаточно большого числа отделенных   друг от друга на расстояния 300 – 400   км   и   более узлов   концентрированной   генерации   с   мощностью электростанций   2   млн.   кВт   и   выше и крупных   нагрузочных узлов, сформированных в границах столиц субъектов РФ   и промышленных зон энергоемких предприятий.   В этих   условиях,   учитывая значительные затраты   на   обеспечение   передачи   мощности   и электроэнергии, обоснование величины необходимых   резервов   мощности, их территориального распределения необходимо осуществляться совместно с пропускной способности магистральных сетей 330 кВ и выше в сечениях между частями ЕЭС.

      Как   следствие нормирование уровня резервов мощности в ЕЭС в целом  и в отдельных   частях   (ОЭС)   одновременно обуславливает необходимость нормировании   требований   к   пропускной   способности межсистемных связей в сечениях ЕЭС. В плановой   экономике исходной   предпосылкой   нормирования балансовой   надежности   электроснабжения  являлась регламентация в руководящих   указаниях   по проектированию   энергосистем   величины интегральной вероятности отсутствия дефицитов мощности в ЕЭС и ОЭС (индекса надежности) при системных авариях, связанных с выходом из работы энергоблоков электростанций и объектов основной электрической сети   напряжениям   330 кВ и   выше.   Указанная   величина   интегральной вероятности,   принимавшаяся равной   0,996   (возможность   появления дефицита   мощности   35 часов   в   году),   теоретически   должна   была соответствовать оптимальному   соотношению между   стоимостью резервной мощности, в качестве которой рассматривались ГТУ, и средней величиной   удельного   ущерба у потребителей при недоотпуске 1 кВтч электроэнергии   в   аварийных ситуациях,   принимавшейся равной   0,5-0,6 дол за кВтч.

    Необходимо   отметить,   что   в   зарубежной   практике   в   странах   с развитой рыночной экономикой величина индекса балансовой надежности установлена существенно выше от 0,999 до 0,9997. Такое значительное различие в   величинах индекса балансовой надежности в значительной мере было обусловлено тем фактором, что развитие электроэнергетики в условиях централизованного бюджетного финансирования в бывшем СССР   практически   всегда   осуществлялось при   жестком   ограничении выделяемых   инвестиционных   ресурсов,   следствием   чего являлся фактический низкий уровень общего резерва в ЕЭС порядка 10-12% от максимума  нагрузки в отличие от уровней   резерва   в упомянутых зарубежных странах от 20 до 40% от максимумов нагрузки энергосистем.

      Соответственно,   обеспечение   надежности   энергоснабжения   и живучести   энергосистем   достигалось   за   счет   развитой системы противоаварийной автоматики   с   многоуровневыми   механизмами ограничения потребителей при системных авариях. При этом все риски компенсации   экономических   ущербов   у потребителей   от   недоотпуска электроэнергии государство, как единый собственник, принимало на себя.

      В   зарубежных   странах   основным   источником   финансирования инвестиционных программ энергокомпаний являются рыночные цены (или тарифы) на электроэнергию,   обеспечивающие   развитие   генерации   и основной   электрической   сети объемом   инвестиционным ресурсами, необходимыми   в   том   числе и   для   создания   резервов   мощности, соответствующих достижению указанных   выше     индексов надежности. Также   в   условиях   сниженной   вероятности возникновения   дефицитных ситуаций зарубежные энергокомпании   имеют возможность выстраивания договорных   отношений   с   потребителями   по компенсации ущербов   от недоотпуска электроэнергии.

      При   индексе   балансовой   надежности   энергоснабжения   0,996 руководящими   указаниями   суммарный   нормативный   резерв мощности ЕЭС был определен в размере 17% для европейской секции ЕЭС, 12% для   сибирской   секции   и   22%   для   ОЭС Востока,   установленный   в «Руководящих   указаниях». Указанная   для европейской   части   величина общего   резерва, была получена путем добавления стратегического (народнохозяйственного) резерва в размере 4-5% от максимума нагрузки ЕЭС к величинам   оперативного   резерва   (7-8%   от   максимума)   и ремонтного   резерва   (4   –   4,5%   от   максимума).   Такое   увеличение потребности в   резерве мощности   и, соответственно,   в  объемах ввода мощности   на   перспективу   обосновывалось, в основном, опасениями отставания   вводов мощностей   на   строящихся   и действующих электростанциях от прогнозируемых сроков и объемов при ограничениях финансирования   инвестиционных   программ. На   практике     завышение потребности в мощности за счет стратегического резерва   приводило к увеличению   количества   задельных   объектов,   увеличению сроков   их строительства, неэффективному использованию и «распылению» средств.

      Данный   подход   к   установлению величины резерва мощности был использован, в  частности,   при   разработке «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», основанной на «Методических рекомендациях» 2003 г., где   величина необходимого резерва в размере 17% сохранена для Европейской секции ЕЭС.

      В   современных   рыночных   условиях   возникает   настоятельная необходимость   определения   позиции   государства   и энергетического сообщества в отношении принципов и методов обеспечения балансовой надежности при разработке перспективных энергобалансов ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем. Это связано с тем, что нормирование уровней надежности энергоснабжения и   величин   резерва   мощности оказывает   существенное   влияние  на   потребность электроэнергетики в инвестициях, поскольку при стоимости киловатта мощности порядка 1500 у.е. (у.е. = 35 руб) и максимуме нагрузки ЕЭС 165 млн. кВт один процент резерва соответствует порядка 65 млрд.руб.или порядка 2,5 млрд.дол.

      Как   и   ранее,   исходным   должно   явиться   определение   позиции   в отношении   величины   индекса   балансовой   надежности. Несмотря на проведенное реформирование   отрасли,   либерализацию   рынков электроэнергии   и   поэтапное   повышение   уровней тарифов   и   цен   на электроэнергию, электроэнергетика в связи   с   более   чем   15-летним перерывом   своего   развития продолжает испытывать   дефицит инвестиционных   ресурсов.   Можно   предполагать,   что   в условиях экономического кризиса с жесткими ограничениями на рост тарифов и цен в отрасли ситуация   с дефицитом инвестиционных ресурсов  сохранится ближайшие 10 лет. Соответственно, в этих условиях не представляетсявозможным   ориентироваться   на   повышение   индекса   балансовой надежности. Этому также способствует   современная нормативно-правовая база функционирования отрасли в части функций диспетчерско-технологического   управления   и   отношения потребителей и энергоснабжающих   организаций   на   розничных рынках,   где   полностью сохранены   возможности   директивного   ограничения потребителей   в аварийных   ситуациях   и   не сформулированы   условия   договорных экономических   отношений   между   участниками рынков   в   указанных ситуациях. Принципиальным   отличием   современной   ситуации   с балансовой надежностью энергоснабжения является то, что в отличие от ситуации в плановой экономике все экономические риски от ненадежного энергоснабжения как на оптовом так и на розничном рынках полностью возложены на потребителей.

      Учитывая,   что   и   в   новых   рыночных   условиях,   важнейшей   задачей государства является обоснованное сдерживание роста тарифов и цен на электроэнергию и мощность на основе оптимизации суммарных затрат на развитие   генерации   и   основной электрической   сети, на ближайшую перспективу   могут   быть сохранены     ранее   использовавшиеся методические подходы и программные средства   расчета потребности в резерве и   определения   требований   к   пропускной способности межсистемных связей,   ориентированные   на   указанный принцип оптимизации.     В    частности, Отделом энергетики   Коми НЦ УрО РАН, разработаны   программные   комплексы,   обеспечивающие возможность расчета   оптимальных   величин   оперативного   резерва   в ЕЭС   и   его территориального распределения между ОЭС в увязке с обоснованием требований   к   пропускной   способности магистральных   сетей   между частями ЕЭС.

      В то же время при проведении расчетов необходимо учитывать, что в настоящее время имеет место опережающий рост стоимости сооружения объектов   основной электрической   сети   по   отношению   к   стоимости сооружения   генерирующих   мощностей. В этих   условиях   снижается эффективность   усиления   сетей   для реализации   эффекта взаиморезервирования   энергосистем   в ЕЭС, что   требует   специальных обоснований величины и территориального распределения оперативного резерва в ЕЭС и ОЭС.

      Также, при проведении расчетов оперативных резервов, прежде всего в составе «Схем развития ЕЭС страны» необходимо:

    1) Как и в отношении среднегодовых показателей ремонтов оборудования провести   корректировку   нормативов   аварийности оборудования существующих электростанций и объектов магистральных сетей, что   также   обусловлено   высокой   степенью износа производственных мощностей в отрасли.

      Также   необходимы   согласованные   с   генерирующими   и   сетевыми компаниями нормативы   аварийности   нового оборудования электростанций и сетевых объектов, учитывая массовое использование зарубежного   оборудования,   появление   новых технических   решений   и современных   систем   управления   режимами работы   электростанций   и сетей.

   2) Также необходимо согласовать, как это было сделано в «Руководящих указаниях – 1981», методику учета случайных отклонений нагрузки от прогнозируемых максимумов нагрузки ЕЭС и ОЭС) при расчете потребности в оперативном резерве.

     3) Принципиально   существующие   программные   комплексы   позволяют рассчитать потребности в оперативном резерве при определении на перспективу дефицитов мощности в ЗСПМ. Необходимо разработать и согласовать методику   распределения расчетного   резерва   при определении потребности в мощности по ЗСПМ на перспективу.

      В связи с изложенными подходами к расчету потребности в оперативном резерве в увязке с требованиями к пропускной способности межсистемных связей в порядке обсуждения   необходимо   отметить,   что регламентированное ФЗ №250   определение понятия   «зона свободного перетока   мощности»,   используемое   для установления   границ   и количественных характеристик ЗСПМ при проведении конкурсов по отбору мощности   на   предстоящий   плановый   год,   ориентировано   на учет фактических ограничений   на   пропускные   способности сетевых   связей между частями ЕЭС.

      В плановой   экономике   проектирование   развития   энергосистем при существовавших соотношениях в стоимости генерации и основной сети было ориентировано   на   то,   что   в   долгосрочной   перспективе   развитие магистральных   сетей   не   должно быть ограничивающим фактором   при формировании вариантов   сооружения   и   размещения   электростанций. Опыт   проектирования ЕЭС   страны   показывал,   что экономически оптимальным являлось распределение мощности современных   крупных электростанций мощностью 2-4 млн. кВт (АЭС и ТЭС) в радиусе 300-400 км на напряжениях сети 330-750 кВ. То есть в границах ОЭС в европейской части ЕЭС развитие сетей не должно было ограничивать размещение и использование мощности электростанций.  Сетевой фактор в качестве ограничивающего рассматривался   в границах ОЭС Сибири и Дальнего Востока,   где   расстояния   между крупными   нагрузочными   узлами   и электростанциями превышали 500-600 км Европейской   и   Сибирской частей ЕЭС.

      В современных условиях в связи с отмеченными выше изменениями соотношений   в стоимости   генерации   и   основной   сети необходимо дополнительно исследовать   принципы   скоординированного   развития генерации и основной сети в Европейской части ЕЭС и, соответственно, подходы к формированию ЗСПМ на перспективу.

      Нуждаются   в уточнении   исходные показатели   и методы расчета других видов резерва мощности

      Ремонтный резерв.

      В   соответствии   с   практикой   проектирования   развития   энергосистем   в связи   с   невозможностью   прогнозирования   на перспективу планов ремонтов   по отдельным   видам   оборудования,   расчет   перспективной потребности   в   ремонтном резерве по ОЭС и ЕЭС осуществлялся на основе среднегодовых показателей длительности нахождения различных видов оборудования электростанций в текущих, средних и капитальных ремонтах,   рассчитанных,   исходя   за   сроков   службы оборудования и нормативов   периодичности   и   продолжительности отдельных   видов ремонтов.   Такая   практика   базировалась   на   наличии отраслевого регламента проведения ремонтов оборудования.

      В   настоящее   время   в   качестве   такого   отраслевого   регламента   в отношении ГЭС и ТЭС могут     приниматься   «Правила организации технического обслуживания   и   ремонта   оборудования,   зданий   и сооружений электростанций и сетей» (СО 34.04.181-2003), утвержденные РАО «ЕЭС России» 25.12.2003 г. на основе указанных правил могут быть определены и согласованы среднегодовые показатели длительности отдельных видов ремонтов с внесением при необходимости повышающих коэффициентов для   энергоблоков, отработавших   нормативный   срок службы, прежде всего в отношении      длительности текущих ремонтов. Аналогичные   показатели   должны быть   определены и   согласованы для АЭС с ГК «Росэнергоатом».

      По результатам указанных   работ   должна быть разработана методика учета   потребности   в   ремонтном   резерве   при определении на долгосрочную и среднесрочную перспективу потребности в мощности по ЗСПМ.

      Стратегический резерв.

Необходимость   учета   стратегического   резерва   определена действующими «Правилами оптового рынка».

Аналогично народнохозяйственному резерву, учитывавшемуся в составе общей   потребности   в   резерве   мощности   в предыдущих «Указаниях», стратегический резерв   необходим   для   обеспечения   надежности энергобалансов   страны   и   регионов энергоснабжения   в условиях возможного   отставания   в   выполнении намечаемых   инвестиционных программ развития генерации и магистральных сетей, а также массового выбытия генерирующих мощностей при недостаточном финансировании работ по реконструкции и модернизации оборудования электростанций.

Формально величина стратегического резерва, порядок его формирования и размещения подлежит определению Минэнерго РФ по согласованию с Минэкономики, ФСТ, Росатом, ФАС и с участием Системного Оператора и ФСК.

      По существу можно лишь отметить, что в условиях проведения конкурсов отбора мощностей и заключения договоров поставки мощности (ДПМ) для инвесторов предусмотрено введение штрафных санкций за срыв сроков ввода   генерирующих   мощностей,   что снижает   риски невыполнения инвестиционных программ. Такой подход к формированию договорных отношений с поставщиками повышает их ответственность за объемы и сроки выполнения инвестиционных обязательств. В указанных условиях представляется целесообразным рассмотреть возможность снижения величины   стратегического   резерва   по   сравнению с ранее принимавшимися величинами 4,0-5% от максимума нагрузки ЕЭС.

      В целом для корректировки методологической   и   нормативной   базы расчетов   балансовой   надежности   необходима организация соответствующих исследований и практических расчетов применительно к существующей   производственной   структуре и   условиям   развития ЕЭС страны,   а   также формирование баз   данных   и   мониторинг   надежности показателей оборудования генерации и основной сети.