Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
350
Необходимо также идентифицировать объекты, построенные за счет платы за технологи-
ческое присоединение для их исключения из базы первоначального капитала RAB;
4) чистый оборотный капитал. Определяется регулирующими органами как разни-
ца краткосрочных обязательств и величины текущих активов по данным бухгалтерского
учета на начало года, предшествующему началу долгосрочного периода регулирования;
5) норма доходности инвестированного капитала. Устанавливается ФСТ РФ по со-
гласованию с Минэкономразвития РФ (территориальными регулирующими органами)
(для МРСК 12 %, Приказ ФСТ России №152-э/12 от 15.08.2008; для ФСК России 11 %,
Приказ ФСТ России №347-э/4 от 04.12.2009), включая норму доходности на капитал, ин-
вестированный до перехода к установлению тарифов методом RAB (для МРСК 1, 2 и 3-й
годы соответственно – 6, 9 и 12 %, для ФСК – 3,9, 5,2 и 6,5 % соответственно). Доля заем-
ного капитала в сфере передачи электрической энергии по распределительным сетям на
первый долгосрочный период установлена ФСТ России на уровне 0,3; доля собственного
капитала – 0,7;
6) срок возврата инвестированного капитала (принят 35 лет);
7) максимальная возможная корректировка необходимой валовой выручки, осуще-
ствляемая с учетом достижения установленного уровня надежности и качества услуг (не
может превышать 3 % от необходимой валовой выручки, установленной на долгосрочный
период регулирования, в абсолютном выражении) и т.д.
Таким образом, необходимая валовая выручка включает в себя три базовых компо-
нента: текущие расходы, доход на инвестированный капитал и возврат инвестированного
капитала [4].
Тариф устанавливается на 5 лет, первоначально на 3 года. Оценивается сегодняш-
ний уровень эксплуатационных затрат, подконтрольные расходы (ГСМ, проведение ре-
монтов и пр.) и неподконтрольные (налоги и т.п.). Определяется размер капитала – ры-
ночная стоимость имущества, замещения активов сетевой компании и нового строитель-
ства. Разрабатывается и согласовывается инвестиционная программа для региона. Эти за-
траты включаются в базу инвестированного капитала и возвращаются инвестору в тече-
ние срока эксплуатации подстанции – 35 лет. Все это время на них начисляется процент,
который также закладывается в тариф [5].
Тариф может ежегодно индексироваться с учетом инфляции. Помимо этого в со-
ставляющую тарифа заложена возможность регулирования надежности передачи электро-
энергии и качества обслуживания потребителей. Для этих целей предусмотрена корректи-
ровка необходимой валовой выручки с учетом данных показателей.
В формулу тарифа также заложен стимул для снижения издержек электросетевыми
компаниями. Поскольку при достижении экономии операционных расходов НВВ не пере-
сматривается, как это было при старой системе, организация получает возможность эко-
номии операционных расходов до конца долгосрочного периода регулирования и сохра-
няет выгоду от экономии расходов, полученной в текущем периоде, и в будущем. А именно
за счет того, что базовый уровень операционных расходов, устанавливаемый на очередной
долгосрочный период регулирования, увеличивается на величину полученной экономии.
Таким образом, налицо явные преимущества новой системы тарифообразования
перед старой. Однако переход всех сетевых компаний на RAB-регулирование осложняет-
ся несовершенством законодательства, отсутствием целостной нормативной базы [6].
Сложность новой методологии обусловлена необходимостью разработки и согласования в
установленном порядке долгосрочных инвестиционных программ, необходимостью про-
ведения независимой оценки активов, необходимостью ведения учета инвестированного
капитала и т.д.
351
Как известно, в связи с завершающим этапом либерализации российского рынка
электроэнергии с 2011 года вся электроэнергия в стране должна продаваться по свобод-
ным ценам. И вопрос о роли регулирующих органов ставится по-новому. Руководство
страны решило сохранить контроль над сетями, в том числе, используя метод RAB.
У регулятора появляются такие дополнительные функции и задачи, как отслежива-
ние уровня качества и надежности, а также контроль операционных расходов и доведения
их до финального уровня [6].
В вопросах совершенствования нормативно-правовой базы на услуги по передаче
электрической энергии перед государством стоят следующие задачи: внесение изменений
в Основы ценообразования в части повышения ответственности распределительных сете-
вых компаний за исполнение инвестиционных программ, а также в части возможности
применения пятилетнего долгосрочного периода с начала регулирования методом RAB. В
числе прочего предстоит решить ряд проблем, возникающих при регулировании тарифов
методом доходности инвестированного капитала. Среди таковых следует назвать отсутст-
вие по ряду регионов программ перспективного развития. Отсутствие в стране унифици-
рованных показателей энергоэффективности (проблема, с которой уже столкнулись прак-
тически все региональные регуляторы). Значительный рост тарифа (в первый год 140 % в
случае ограничения сглаживания, ежегодный рост порядка 130 %). А кроме того, ликви-
дация перекрестного субсидирования в электроэнергетике, прекращение действия так на-
зываемых договоров аренды «последней мили». Также остро встает проблема оценки ин-
вестированного капитала, которая должна представлять собой компромисс, позволяющий,
с одной стороны, развивать компанию, а с другой стороны, держать темпы роста тарифа
под контролем [6]. Таким образом, перед ФСТ России встает ряд вопросов, требующих
доработки и принятия непосредственных решений.
Тем не менее, переход на RAB-регулирование выгоден всем участникам процесса,
как сетевым компаниям и инвесторам, так и регионам и потребителям. Для сетевых ком-
паний решается проблема старения и ухудшения состояния электрических сетей, снижа-
ется их аварийность, появляется возможность привлечения в компанию долгосрочного
капитала и возможность получать прибыль от экономии расходов. Регионы получают
приток инвестиций, и, как следствие, стимулируется развитие региона и пр. Повышается
качество услуг и надежность электроснабжения для потребителей, а также в среднесроч-
ной перспективе обеспечивается снижение тарифов (следует отметить, что в структуре та-
рифа на электроэнергию доля сетевого компонента составляет немногим более 30 %).
Несмотря на необходимость серьезной доработки методологии RAB, она полно-
стью оправданна и способна стимулировать привлечение инвестиций в развитие распре-
делительно-сетевого комплекса России.
Список использованных источников
1. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. N 109 «О ценообразовании в отноше-
нии электрической и тепловой энергии в Российской Федерации». URL:
http://www.rg.ru/2004/03/05/energiya-dok.html (дата обращения: 23.07.2010).
2. Виньков А. RAB: необходимо и достаточно? // Эксперт. 2010. №28 (713). С.47.
3. Приказ ФСТ России от 26 июня 2008 г. N 231-э г. «Об утверждении Методических указаний по
регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала
». URL:
http://www.rg.ru/2008/07/11/metod-dok.html (дата обращения: 23.07.2010).
4. Губанов А. RAB регулирование. Как это работает? [электронный ресурс]. – Режим доступа. –
http://www.energyland.info/analitic-show-40837 (дата обращения: 22.07.2010).
5. Гордиенко О. Энергетики переходят на RAB // Амурская правда. 2010. №115.
6. Душанина Е. RAB-регулирование: преимущества и риски [электронный ресурс]. – Режим дос-
тупа. – http://www.eprussia.ru/epr/148/11394.htm (дата обращения: 22.07.2010).
352
АЛГОРИТМ ОКРАСКИ ЦЕНОВЫХ СТУПЕНЕЙ
В.П. Обоскалов
1
, Ф.Ю. Черных
2
, А.А. Рудик
1
1
УрФУ,
2
РГППУ
Для построения ценовой характеристики (ЦХ) группы генерирующих агрегатов в
условиях произвольного вида трехступенчатой ценовой заявки (ЦЗ) предлагается алго-
ритм, условно названный алгоритмом окраски ценовых ступеней. В зависимости от типа
ценовой ступени (минимальная, правая и левая) ценовые ступени (ЦС) имеют разную
форму представления данных. Результирующая ЦХ содержит информацию о составе
включенного генерирующего оборудования для каждого значения мощности.
Энергоблок описывается характеристикой затрат (почти параболой). Соглас-
но интересам производителя электрической энергии заявляемая цена в ЦЗ должна быть не
меньше себестоимости или удельных затрат
/ и относительного прироста
(ОП) ε
′, то есть с
max
ε
,
(выделенная жирной линией на рисун-
ке 1). При ступенчатом представлении, в зависимости от точки пересечения графиков
и ε
, ЦЗ могут изображаться фигурами первого типа (рисунок 2 – общепринятая,
возрастающая ЦЗ), второго типа (рисунок 3 – ниспадающая ЦЗ, отвечающая принципу
«оптом дешевле») и третьего типа (рисунок 4 – смешанный тип).
Рассмотрим условие, когда второй тип ЦЗ является безусловно определяющим. Это
соответствует такой характеристике затрат агрегата, когда
ε
на всем рабочем
диапазоне мощности
min
max
(достаточно проверить только правый предел). При
квадратичном характере характеристики затрат
α
β
характеристики
удельных затрат
αβ
⁄
и относительных приростов стоимости (ХОПС)
ε
2α β. Отсюда условие
ε
эквивалентно
α
. При
α
max
се-
бестоимость производства электроэнергии всюду больше ОП, и для производителя, безус-
ловно, предпочтительна стратегия «оптом дешевле».
Согласно действующему Регламенту [1] ЦЗ производителя должна быть строго
возрастающей. Это обусловлено принятой математической моделью, где для получения
однозначного решения (равенство спроса и предложения) и возможности ограничения
производства электроэнергии «сверху» результирующая ЦХ генерации энергосистемы
(ЭЭС
) должна быть неубывающей. Безусловно, если все ЦЗ производителей будут кусоч-
но возрастающими, то ЦХ предложения будет также кусочно возрастающей функцией.
Ограничение ЦЗ «по возрастанию» является дискриминационным по отношению к
производителю. Однако данное требование не является необходимым. Ниже будет пока-
зано, что при некоторой модификации математической модели ЦЗ возможно любое пред-
ставление ЦЗ.
Каждая ЦЗ представляет совокупность трех ценовых ступеней
,
бл
, или, в об-
щепринятом представлении, {
,
,
. Задача заключается в построении резуль-
тирующей ЦХ для произвольного вида ЦЗ с учетом минимальных и максимальных мощ-
ностей энергоблоков и с возможностью идентификации состава включенных генераторов.
Если обработка ЦЗ первого типа (рисунок 2) не представляет проблем, то построение
ЦХ на базе ЦЗ второго и третьего типов (рисунки 3, 4) вызывает некоторые затруднения.
Одним из возможных подходов к решению этой задачи является предлагаемый алгоритм,
условно называемый алгоритмом «окраски ценовых ступеней».
353
Рисунок 1 – Характеристики:
удельная и ХОП
Рисунок 2 – Ценовая заявка, тип 1
Рисунок 3 – Ценовая заявка, тип 2 Рисунок 4 – Ценовая заявка, тип 3
ЦХ строится путем изменения максимальной и минимальной границ диапазона
мощности для каждой отдельной цены. ЦЗ представляется в виде трех тетрад: цена,
min
,
бл
,
, где
– номер генератора (энергоблока) в двоичном (восьмеричном) виде (для
генератора с порядковым номером
2
). ЦС оформляются по-разному:
ЦС с минимальной ценой (зеленая ступень
9
) оформляется максимально полно –
они будут влиять как на максимальные, так и минимальные границы диапазона ЦХ;
ЦС справа от минимальной (желтые ступени) представляются только ценой и
мощностью ступени. Эти ЦС не влияют на минимальные границы ЦХ, но увели-
чивают максимальную мощность ЦХ;
ЦС слева от минимальной (голубые ступени) представляются только ценой и
минимальной мощностью, которая имеет отрицательное значение (для после-
дующего суммирования и снижения результирующей минимальной мощности).
Например для ЦЗ первого типа с типовой структурой ЦС {
,
min
,
max
–
{10, 100, 150};{15, 150, 250};{20, 250, 300}, новая структура ЦС имеет вид, представлен-
ный в таблице 1, а для ЦЗ второго типа с убывающими ступенями цены (30, 20, 8) и огра-
ничивающими ценовые ступени мощностями (220, 400, 650, 1150) новая структура и окра-
ска ЦС представлена в таблице 2.
Номера энергоагрегатов присваиваются только зеленым ЦС (ЦС с минимальной
ценой), входящим в состав ЦЗ всех типов. Идентификация окраски может выполняться
либо идентификаторами (Ж, З, Г), либо по структуре информации: зеленые ЦС – полный
список,
0; желтые ЦС имеют
min
0,
бл
0; голубые ЦС –
бл
0,
min
0.
Так совокупность ЦЗ четырех генераторов разных типов (ЦС отдельного генерато-
ра рассматриваются как самостоятельные единицы и могут располагаться произвольно)
может быть представлена в виде таблицы 3.
9
В таблицах цвет представлен штриховкой: «зеленый» – диагональная, «желтый» – вертикальная, «голу-
бой» – решетка.
354
Таблица 1 – ЦЗ первого типа
Цена
min
бл
Цвет
10 100 50 2
З
15 0 100 0
Ж
20 0 50 0
Ж
Таблица 2 – ЦЗ второго типа
Цена
min
бл
Цвет
8 650 500 16
З
20 –250 0 0
Г
30 –180 0 0
Г
Таблица 3 – Ценовые ступени энергоагрегатов
Цена
min
бл
Цвет Цена
min
бл
Цвет
10 100 50 2
З
25 –75 0 0
Г
15 0 100 0
Ж
15 150 100 8
З
20 0 50 0
Ж
30 0 50 0
Ж
15 100 100 4
З
8 650 500 16
З
20 –50 0 0
Г
20 –250 0 0
Г
30 0 175 0
Ж
30 –180 0 0
Г
Результирующая ЦХ строится согласно следующему алгоритму:
1. Сортировка исходной таблицы ЦЗ по возрастанию цены.
2. Группировка (по цене) отсортированной таблицы с суммированием
min
,
бл
,
. Суммирование
бл
с
max
определяет новое значение
max
. При этом зеленые ЦС в
max
добавляют еще и
min
. В силу неотрицательности
min
зеленые ЦС увеличивают, жел-
тые не изменяют, а голубые снижают результирующую величину
min
.
3. Построение результирующей ЦХ по критерию минимальной цены.
Отсортированная по цене таблица 3 имеет вид таблицы 4.
Таблица 4 – Ценовые ступени отсортированные по цене
Ген. Цена
min
бл
Цвет
Цена
min
бл
Цвет
4 8 650 500 16 З
20 –50 0 0 Г
1 10 100 50 2 З
20 –250 0 0 Г
15 0 100 0 Ж
25 –75 0 0 Г
2 15 100 100 4 З
30 0 175 0 Ж
3 15 150 100 8 З
30 0 50 0 Ж
20 0 50 0 Ж
30 –180 0 0 Г
Результирующая ЦХ (после группировки) представлена в таблице 5. Ей соответст-
вует зона, ограниченная внешними линиями на рисунке 5.
Таблица 5 – Результирующая ЦХ
Цена
min
бл
Состав
8 650 1150 16
10 750 1300 18 (16+2)
15 1000 1850 30 (16+2+4+8)
20 700 1900 30
25 625 1900 30
30 445 2125 30
355
Рисунок 5 – Результирующая ЦХ Рисунок 6 – Упорядоченная результи-
рующая ЦХ
Нетрудно видеть, что для монотонно убывающей ценовой характеристики спроса
возможны несколько точек пересечения. Предпочтение, безусловно, отдается правой точ-
ке – точке с меньшей ценой. Для неэластичной ЦХ нагрузки (мощность нагрузки постоян-
на) в правой части, как правило, существует единственное решение. В зоне минимальных
нагрузок (например, = 900 МВт) чаще наблюдается многозначность решения. Естест-
венно, выбирается состав, соответствующий минимальной цене. С учетом выбора мини-
мальной цены результирующая ЦХ приобретает вид, показанный рисунке 6. Здесь каждо-
му значению мощности соответствует единственное значение цены. При этом для одного
и того же значения цены состав агрегатов в левой части характеристики отличается от со-
става в правой части.
Выводы
1. Приведенный алгоритм окраски ценовых ступеней позволяет снять ограничение
на неубывающий характер ценовых заявок производителей электрической энергии. В ре-
зультате ЦЗ может убывать по цене, реализуя принцип «оптом дешевле».
2. Алгоритм позволяет построить результирующую ЦХ всех производителей-
участников рынка, содержащую информацию о составе
включенного генерирующего обо-
рудования, в результате чего для любого значения нагрузки можно по ЦХ сразу указать
оптимальный состав нагруженных агрегатов.
3. Алгоритм рекомендуется для первоначальной оценки состава включенного ге-
нерирующего оборудования с целью выявления агрегатов постоянно включенных или от-
ключенных на рассматриваемом интервале времени. Это позволяет выполнять оценку со-
стояний агрегатов,
а также снизить число бинарных переменных в уточненной расчетной
модели, где состав включенных агрегатов определяется с учетом всех сетевых и техноло-
гических ограничений.
Список использованных источников
1. Регламент подачи ценовых заявок участниками оптового рынка. М: НП «Совет рынка»,
2010. 46 с.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 500 1000 1500 2000 2500
356
АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ВАРИАНТ ЦЕЛЕВОЙ ФУНКЦИИ
НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
А.В. Кирпиков
1
, И.Л. Кирпикова
1
, В.П. Обоскалов
1
, Ф.Ю.Черных
2
1
УрФУ,
2
Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала.
В настоящее время в качестве критерия выбора ценовых заявок на рынке электро-
энергии принимается максимум функции благосостояния
max
н
н
г
г
, (1)
где
н
,
н
– ценовые заявки (ЦЗ) или ступени ЦЗ потребителей;
г
,
г
– ЦЗ, (ступе-
ни ЦЗ) производителей электрической энергии.
При оптимизации учитываются ограничения по балансам мощности в узлах, по пе-
ретокам мощности в сечениях электрической сети, по максимальной и минимальной гене-
рации, а в интегральной постановке – интегральные ограничения по допустимому на ин-
тервале расходу энергоресурса и др.
В нелинейной постановке при задании в ЦЗ параметров нелинейных функций по-
лезности
потребителей и функций затрат
производителей критерий (1) имеет
вид
max
. (2)
Реально эластичность спроса чрезвычайно низка [1]. Это объясняется, во-первых,
существенной задержкой во времени из-за необходимости перестройки технологического
процесса, во-вторых, коммунальные потребители, которые имеют достаточно большой вес
в электропотреблении, участвуют в рынке опосредованно, через своих трейдеров или сбы-
товые компании, которые имеют свои интересы, не всегда совпадающие с интересами по-
требителей, например, заинтересованы в повышении цены, поскольку чем выше цена
электроэнергии, тем весомее их процент отчисления. Кроме того, специфика электропо-
требления и существующая система учета электроэнергии (однотарифные или двухтариф-
ные счетчики электроэнергии) не позволяет большинству потребителей оперативно (в те-
чение суток) реагировать на изменение цены электроэнергии. В результате, в большинстве
стран, где есть рынок электроэнергии, он является полуэластичным – нагрузка остается
практически неизменной при изменении ЦЗ производителей.
Неэластичность нагрузки неизбежно должна приводить к неограниченному росту
цены [2]. Данному росту способствует маржинальный принцип формирования цены на
рынке – единая цена, определяемая ценой последнего мегаватт-часа. Наблюдается пара-
доксальная ситуация – генерирующая компания (ГК) в своей ЦЗ просит за свой товар
10 у.е, а получает с рынка (от покупателя) 20 у.е. Эффективные производители практиче-
ски выходят из конкурентной борьбы. Показывая низкую цену, они за счет дефицита рас-
полагаемой мощности и конкуренции менее эффективных производителей в предельной
ценовой зоне получают свою сверхприбыль. Безусловно, сообщество производителей за-
интересовано в принятии и сохранении маржинального принципа ценообразования.
Поскольку потребитель практически исключен из процесса оперативного регули-
рования цены на электроэнергию, то критерий максимума функции благосостояния стано-
357
вится несостоятельным из-за отсутствия одной из сторон. Критерий (2) преобразуется в
критерий минимальных затрат на производство электроэнергии
min
. (3)
Известно решение данной задачи (в упрощенной постановке) – распределение на-
грузки между работающими агрегатами исходя из равенства относительных приростов
(маржинальных затрат) с поправками, вызванными сетевыми и технологическими ограни-
чениями. При этом множители Лагранжа, получаемые при решении задачи методами не-
линейного программирования, или двойственные переменные, получаемые методами ли-
нейного программирования, рассматриваются как ценовые характеристики ограничений,
оказывающие влияние на формирование узловых цен. В частности, агрегат с активным по
максимальной мощности ограничением получает надбавку к цене, определяемую соответ-
ствующим множителем Лагранжа. В результате система ценообразования приводится к
виду «примерно единой цены».
Однако в экономической теории [1] множители Лагранжа рекомендуется тракто-
вать, прежде всего, как
ценовые сигналы, которые не обязательно нужно воспринимать как
некие добавки к цене. Отсюда принцип единой цены на рынке электроэнергии не является
необходимым. Альтернативным решением является аукцион, где отбираются наиболее
дешевые ЦЗ, но оплата производится по принципу «сколько запросил, столько получил»
(«you get, what you bid»), а тариф для потребителей определяется как средневзвешенная
(по зоне
свободного перетока мощности) маржинальная (для отдельного агрегата) цена.
Поскольку цена и объем востребованной на рынке электроэнергии для ГК опреде-
ляется исключительно ее ЦЗ, то на рынке создается ситуация, когда в одном и том же узле
электрической сети существует несколько цен на электроэнергию (для разных производи-
телей и потребителя). Безусловно, это вызовет соответствующую активную реакцию со
стороны всех участников рынка (повышение цены в ЦЗ, заключение двухсторонних кон-
трактов на поставку и потребление электроэнергии), что активизирует рыночные процес-
сы и, в конечном итоге, приведет к практически единой цене, равной той, что была бы оп-
ределена через множители Лагранжа. Однако сама динамика перехода к асимптотически
предельной узловой цене имеет положительный характер, поскольку конкуренция способ-
ствует вытеснению с рынка менее эффективных производителей. Кроме того, достаточно
велика вероятность того, что цена, заявляемая производителями, а следовательно, и сред-
няя цена будут меньше предельной, поскольку при приближении к предельной цене для
каждого производителя увеличивается вероятность стать невостребованным на рынке
электроэнергии.
Стратегия «оплата по ЦЗ» в целом отражает интересы потребителя, поскольку
здесь минимизируются затраты на производство электроэнергии. Следующим шагом в
развитии данной стратегии является минимизация средневзвешенной цены, которая явля-
ется основой при определении тарифа на электроэнергию. С целью минимизации тарифа
необходимо для каждого генератора выбрать такие цену и мощность, чтобы минимизиро-
вать суммарные платежи электрическим станциям. При этом необходимо, чтобы цена
электроэнергии была бы не меньше относительного прироста (ОП) и удельных затрат (УЗ)
агрегата. В упрощенной постановке данная оптимизационная задача имеет вид
min
г
т
(4)
при условиях
358
н
π
т
; (5)
max
ε
,
; (6)
min
max
, (7)
где
,
,
– варьируемые переменные, причем
– бинарная переменная; ε
г
г
– ХОП генератора,
⁄
– характеристика удельных затрат генера-
тора. При этом тариф на электроэнергию для потребителя составляет
ц
∑
т
н
. (8)
С целью качественного анализа поведения средней цены на рынке электроэнергии
был выполнен эксперимент (в среде и с использованием программного обеспечения Excel)
по распределению нагрузки ЭЭС между шестью генераторами с квадратичными характе-
ристиками затрат на производство электроэнергии
α
β
γ
(таблица 1).
Для каждого значения мощности нагрузки определялось оптимальное распределение на-
грузки между генераторами с выбором оптимального состава включенного генерирующе-
го оборудования (варьировались переменные: мощности, цены, состояния агрегатов (би-
нарные переменные)).
Таблица 1 – Параметры характеристик затрат агрегатов
Г1 Г2 Г3 Г4 Г5 Г6
α, у.е./МВт
2
·ч
0,01 0,015 0,01 0,015 0,01 0,012
β, у.е./МВт·ч
0,1 0,15 0,09 0,1 0,12 0,1
γ, у.е.
100 200 100 250 100 250
max
, МВт
300 300 300 300 300 300
Рисунок 1 – Соотношение маржинальной, максимальной,
минимальной и средней цен
Результаты расчетов представлены на рисунке 1. Нетрудно видеть, что на рассмат-
риваемом интервале мощности нагрузки выделяются три зоны:
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 300 600 900 1200 1500 1800
Р
Цена
Цена
epsмах
цмах
цмин
AБВ
359
А – часть генераторов максимально загружена, но платежи за поставляемую энергию
при этом не превышают определяемую характеристикой затрат заявленную величи-
ну. В результате часть генераторов имеют высокую цену, часть – меньшую средней
цены. Платежи потребителей определяются средней ценой, которая меньше маржи-
нальной на рынке;
Б – достаточно широкая зона, где все генераторы работают с нагрузкой, ниже макси-
мальной. Отсюда их относительные приросты равны. Средняя цена равна маржи-
нальной на рынке. Здесь критерий средней цены не противоречит критерию единой
маржинальной цены;
В – зона, где проявляются условия экономичности отключения агрегатов, и где произво-
дится выбор состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО).
В таблице 2 представлены интервалы неизменности состава включенных агрегатов,
соответствующие оптимальному составу включенного генерирующего оборудования в
зоне ВСВГО (зона В). Следует отметить, что отключение агрегатов происходит при мощ-
ностях, где удельные затраты больше ОП. Отсюда максимальная цена за электроэнергию
превышает максимальный ОП (маржинальную цену).
Таблица 2 – Интервалы постоянства состава включенных агрегатов
Интервал <100 (100, 200) (200, 340) (340, 460) (460, 670) >670
Включены Г3 Г 1,3 Г 1,3,5 Г 1,3,5,6 Г 1,2,3,5,6 все
В рассматриваемой зоне (В) при снижении нагрузки ЭЭС и достижении условия
Марковича (относительный прирост равен удельным затратам при мощности
эк
) загрузка
некоторых генераторов на время «замораживается» на величине
эк
эк
ε
эк
. В
результате возможна ситуация, когда несколько генераторов загружены на мощность
эк
.
Одновременно ряд генераторов снимается с упомянутых значений. Их загрузка снижает-
ся. При этом удельные затраты становятся больше соответствующих относительных при-
ростов. Например, при
н
390 МВт агрегаты Г1, Г3, Г5 работают с мощностями, соот-
ветственно
эк
,
эк
,
эк
(их относительные приросты равны удельным затратам), а Г6
работает с нагрузкой ниже экономической (УЗ 3,95 у.е./МВт·ч, ОП ε2,26 у.е./МВт·ч).
Цена электроэнергии для Г6 определяется УЗ и равна ц
3,95 у.е./МВт·ч Маржинальная
цена (максимальный ОП) равна 2,26 у.е./МВт·ч, а минимальная цена равна 2,09 у.е./МВт·ч
и определяется ОП Г3. В зоне низких нагрузок (
н
340 МВт) маржинальная цена почти
всюду меньше, а максимальная цена равна средней цене.
В рассматриваемом примере проявился фактор возможного оптимального пере-
ключения агрегатов. Так, при
н
410 МВт оптимально отключение Г2, Г4, при
н
400 МВт – Г4, Г6, а при
н
390 МВт – снова Г2, Г4. Это является следствием комби-
наторного характера задачи ВСВГО и примерной идентичности характеристик затрат. В
частности, при однотипности агрегатов с одинаковыми характеристиками сольвер нели-
нейного программирования может произвольно выбрать для отключения любой агрегат.
При интегральном (на суточном или недельном интервале времени) решении задачи
ВСВГО переключения агрегатов становятся
менее вероятными из-за наличия пусковых
затрат.
Ранее было сказано, что зона максимальных нагрузок (зона А) является неустойчи-
вой по средней цене, а маржинальная цена является асимптотически предельной для сред-
ней цены. Именно данное свойство, наряду с преимуществами единой цены, предопреде-
лило повсеместное развитие модели маржинальной цены.
В то же время модель средней цены обладает рядом достоинств. Во-первых, здесь
становятся невозможными «нулевые» ЦЗ, которыми успешно пользуются неэффективные
агрегаты. Принятие их «нулевых» заявок и последующая максимальная загрузка приводит