Проблемы создания систем краткосрочного планирования расходов топлива в условиях либерализации оптового рынка электроэнергии

 

Автор

Панов Илья, Начальник экспертного отдела ООО "Созвездие энергетических решений"

 

    Вот уже совсем скоро произойдет давно ожидаемое событие - запуск новой модели оптового рынка, устраняющей арбитраж между свободным и регулируемым секторами. С одной стороны, эта модель позволит расширить влияние производителей на загрузку собственных мощностей на этапе краткосрочного (на несколько суток) планирования режимов, с другой - обостряет существовавшие проблемы. К числу таких проблем, решаемых в настоящее время генерирующими компаниями, относится создание системы краткосрочного планирования текущей стоимости производства электроэнергии. Точность получения этой информации является одним из факторов, позволяющих генерирующим компаниям формировать оптимальные ценовые заявки на рынке "на сутки вперед", тем самым увеличивая свою прибыль.
    Попробуем разобраться, почему не следует ошибаться в расчете расходов топлива и с какими проблемами можно столкнуться при создании систем краткосрочного планирования текущей стоимости.
    Решение о продаже дополнительных объемов электроэнергии на рынке "на сутки вперед" (РСВ) - помимо объемов, продаваемых по регулируемым и свободным договорам, - принимается на основе анализа соотношения прогнозируемых ценовых показателей РСВ и собственно текущей стоимости производства электроэнергии. Под текущей стоимостью понимается функция стоимости дополнительно произведенного объема электроэнергии. Поскольку планирование на РСВ идет в почасовом разрезе, текущую стоимость следует рассматривать как часовую характеристику затрат на производство электроэнергии, включающую (в порядке убывания):
    1. оплату топлива;
    2. ускоренный износ оборудования;
    3. оплату вероятных отклонений от диспетчерских графиков;
    4. выплаты за нарушение экологических норм;
    5. оплату комиссионных при продаже.
    Оплата топлива в структуре себестоимости является определяющим фактором, его доля составляет 50-60% в зависимости от типа станции и доли мазута в топливном балансе. Доля ремонтных затрат, относимых на ускоренный износ оборудования, существенно зависит от вида суточного графика нагрузки, и ее определение представляет собой отдельную задачу. По экспертным оценкам, ускоренный износ оборудования может равняться 10-20% от топливной составляющей. Оплата вероятных отклонений от диспетчерских графиков зависит в первую очередь от качества работы оперативного персонала, при этом заметную роль играет наличие программ-советчиков, позволяющих минимизировать стоимость отклонений, вероятных штрафов за отклонения от диспетчерских графиков. Оплата отклонений, выплаты комиссионных с продаж и штрафов за нарушение экологических норм могут в сумме дать 5-10% топливной составляющей.
    Дальнейшие рассуждения предполагают отсутствие ценового сговора производителей и допущение о незначительности влияния отдельного генератора на цену в своей группе точек поставки (ГТП). Кроме того, основные объемы электроэнергии, в цену которых уже включена часть условно-постоянных затрат, продаются по двусторонним договорам, а оставшаяся часть условно-постоянных затрат возмещается производителю на рынке мощности. При этих допущениях для генератора наиболее выгодно подавать заявки по текущей стоимости производства1.
    Основная составляющая текущей стоимости - топливная, представленная в виде характеристики относительных приростов затрат на топливо (ХОПЗ). ХОПЗ это первая производная от функции почасовых затрат на топливо по мощности. Каждая точка характеристики соответствует необходимым часовым затратам на топливо, которые будут сопутствовать подъему нагрузки на 1 МВт из данного состояния. Отличие ХОПЗ от текущей стоимости заключается, во-первых, в наличии дополнительных статей затрат, а во-вторых, в том, что ХОПЗ вычисляется как отношение пределов приращений, тогда как текущая стоимость рассчитывается как отношение конечных величин, что при форме расходной характеристики тепловой станции, близкой к линейной, и погрешности прогнозов не столь существенно.
    Кроме того, в понятие текущей стоимости следует включить область определения этой функции, т. е. значения минимально и максимально возможной электрической (Pmin/Pmax) и тепловой мощности.
    Корректный расчет текущей стоимости позволяет принимать верные решения о дополнительном производстве или, наоборот, покупке электроэнергии на РСВ. Можно показать, что ошибка в расчете текущей стоимости влечет за собой недополучение прибыли или приносит убытки, а стоимость этой ошибки зависит от соотношения ценовой области, покрываемой функцией текущей стоимости, и прогнозируемой цены в ГТП продажи. Следствием неверного определения диапазона возможного изменения мощности также может стать упущение прибыли от неполной реализации имеющихся возможностей.
    При расчете текущие затраты можно как завысить, так и занизить. В первом случае теряется прибыль, поскольку не проданы дополнительные объемы, когда это выгодно, во втором - можно понести убытки от продажи по цене ниже текущих затрат.
    На рисунке представлено два варианта подачи ценовых заявок с ценами выше (желтым) и ниже (красным) текущей стоимости производства. Pmin и Pmax - соответственно минимальная и максимальная мощность, V1, V2, V3 - объемы ступеней часовой подзаявки, Vрд - объем продажи по регулируемому договору.
    При завышении затрат и сложившейся цене на рынке "на сутки вперед" (Црсв) формируется первая ступень часовой подзаявки с объемом V1, при этом компания теряет прибыль (выделено желтым цветом) из-за упущенной возможности реализовать дополнительную выработку в объеме V2 - V1.
    При занижении затрат при той же сложившейся цене проходит заявка с объемом V3, при этом компания несет убытки (выделено красным цветом) из-за продажи дополнительного объема V3 - V2 по цене ниже текущей стоимости.
    Анализируя ошибки в определении минимальной и максимальной электрической мощности, можно отметить, что, сужая свой регулировочный диапазон, производитель недополучает прибыль.
    Занижая максимальную мощность, производитель не полностью использует возможности своего оборудования и теряет прибыль от возможной продажи дополнительных мегаватт-часов.
    Завышая минимальную мощность, генератор упускает возможность более глубокой разгрузки в ситуации, когда это ему выгодно, например при покупке электроэнергии во исполнение обязательств по двустороннему договору в ГТП покупателя, когда текущие затраты на производство на собственном оборудовании оказываются выше стоимости покупки.
    Кроме того, значения минимальной и максимальной мощности необходимы при планировании графиков поставок по двусторонним договорам: чем больше регулировочный диапазон при выбранном составе оборудования и предполагаемых тепловых нагрузках, тем большие объемы электроэнергии можно продать по двусторонним договорам с меньшими рисками докупки или продажи объемов на РСВ, но эта задача уже среднесрочного (месячного, квартального) планирования.
    Расчет минимальной и максимальной мощности станции с конденсационными турбоагрегатами намного проще расчета для ТЭЦ с теплофикационными агрегатами, отпускающими, кроме электроэнергии, тепло с паром и горячей водой. Во многих случаях максимальная электрическая мощность конденсационной станции соответствует номинальной мощности турбин с учетом перегрузки, а минимальная - наименьшей паропроизводительности котлов. Однако и для конденсационных агрегатов существуют трудности с вычислением минимальной и максимальной мощности, не позволяющие выполнять расчеты без специального программного обеспечения. Например, летом из-за ухудшения охлаждения циркуляционной воды в градирнях максимальная мощность может ограничиваться допустимой величиной вакуума в конденсаторе. Дополнительные трудности вносят интегральные суточные ограничения (ограничения суточного объема потребляемого газа).
    При определении минимальной и максимальной мощности следует учитывать все возможные режимы работы, в частности увеличение максимальной мощности турбин за счет отключения регенеративных отборов или частичный перевод тепловых нагрузок с отборов турбин на пиковые водогрейные котлы. Так, для турбины Т250/300-240 при давлении 0,24 МПа в верхнем регулируемом отборе перевод тепловой нагрузки в 40 Гкал/ч (с 330 до 290 Гкал/ч - на 12%) с отборов на пиковые водогрейные котлы повышает электрическую мощность на 15 МВт (с 240 до 255 МВт - на 6%) и увеличивает суммарный расход топлива на 12%.
    Несмотря на то что в этом случае ухудшается экономичность работы оборудования, при выборе торговых стратегий необходимо анализировать все возможности. С учетом увеличения во всех регионах доли непромышленных потребителей и соответствующего разуплотнения графиков электропотребления цены на РСВ в часы пик, вероятно, сделают дополнительную выработку целесообразной даже в неэкономичных режимах.
    Провести краткосрочное планирование текущей стоимости, минимальной и максимальной мощности без специального программного обеспечения и актуальных исходных данных невозможно, и до запуска РСВ в таких расчетах не было острой необходимости. Сейчас, когда точность определения текущих затрат оказывает существенное влияние на результаты работы организаций на рынке, практически во всех генерирующих компаниях ведутся работы по созданию систем краткосрочного планирования генерации. При разработке и внедрении таких систем возникает ряд проблем, в частности:
    1. Не существует единой нормативной базы для краткосрочного планирования топливной составляющей.
    2. В генерирующих компаниях нет полноценных корпоративных информационных систем, способных быть источниками оперативной информации по стоимости топлива и его запасам, договорным объемам поставки электроэнергии и графикам ремонтов и испытаний оборудования.
    3. Недостаточен уровень оснащения оборудования контрольно-измерительной аппаратурой для оценки корректности расчетов и анализа отклонений прогнозных расходов топлива от фактических.
    4. Существующие на станциях энергетические характеристики основного оборудования, являющиеся основой для расчетов, не всегда актуальны. Например, для турбин такие характеристики часто получаются не в результате испытаний, а на основе типовых значений с учетом поправочных коэффициентов на время эксплуатации. Кроме того, энергетические характеристики, представленные в графическом виде, усложняют разработку систем расчета расходных характеристик.
    5. Расходы топлива для тепловой станции существенно зависят от таких внешних факторов, как отпуск тепла с паром и горячей водой, метеорологические параметры. Поэтому для прогноза расходов топлива необходимо наличие прогнозов отпуска тепла, температуры наружного воздуха, а также влажности и скорости ветра для станций с оборотными системами охлаждения циркуляционной воды.
    Для преодоления названных трудностей служат алгоритмы оперативного расчета плановых расходов топлива, в основу которых, хотя и с некоторыми поправками, можно положить следующие документы:

  • Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива РД 153-34.0-09.115-98;
  • Инструкция и методические указания по нормированию удельных расходов топлива на тепловых электростанциях (М.: БТИ, 1966).
        На наш взгляд, одним из этапов разработки системы расчета расходов топлива и плановой составляющей должно стать создание методики расчета. При отсутствии корпоративных информационных систем, способных обеспечить исходные данные для планирования расходов топлива, все необходимые сведения можно загружать в базу данных программного обеспечения для планирования генерации. В этом случае актуализацию исходных данных можно осуществлять по временной схеме с помощью модулей, которые разработаны специально для занесения конкретных сведений от отделов компании, являющихся источниками этой информации, в базу данных.
        Финансовые потери от неточности определения расхода топлива и преимущества анализа топливоиспользования посредством более качественных исходных данных могут стать еще одним доводом в пользу модернизации автоматизированных систем управления технологическим процессом. Кроме того, качественная информация поможет при актуализации энергетических характеристик, получение которых происходит, как правило, с периодичностью проведения капитальных ремонтов, примерно раз в 5 лет.
        Прогноз метеофакторов можно брать из Интернета - при наличии специального средства доставки данных из Всемирной паутины в базу системы. Полученный таким образом прогноз погоды поможет составить прогноз тепловых нагрузок с использованием температурных графиков теплосетей.
        В заключение отметим, что разработка и внедрение в генерирующих компаниях систем планирования генерации, позволяющих корректно рассчитывать текущие затраты, являются одним из наиболее важных условий обеспечения конкурентоспособности компаний в новой модели оптового рынка электроэнергии (мощности).

        Справка
        ООО "Созвездие энергетических решений" основано группой IT-профессионалов и топ-менеджеров, длительное время работающих в энергетике. Компания занимается разработкой комплексных программных решений для работы на оптовом рынке электроэнергии различных категорий участников (энергосбытовых компаний, генерирующих компаний и гарантирующих поставщиков). Основной ядра разрабатываемых решений является платформа "Созвездие", созданная на этапе начала функционирования конкурентных отношений на оптовом рынке электроэнергии и постоянно модифицируемая исходя из изменяющихся Правил и регламентов оптового рынка электроэнергии.

  •