Осика Л. К.
кандидат технических наук
ОДУ Северо-Запада

Совершенствование экономических отношений в электроэнергетике тесно связано с появлением на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) большого числа новых субъектов, в том числе и энергоемких организаций-потребителей (в дальнейшем Потребители). Именно они в силу своих экономических интересов должны составить основу оптового рынка, свободного от известных недостатков ФОРЭМ [1], и превратить его в цивилизованную торговую площадку. В конечном счете и успех преобразований в отрасли, связанный с реструктуризацией РАО "ЕЭС России", также возможен только при изменении философии бизнеса в сфере купли-продажи электроэнергии в сторону безусловного приоритета покупателей.

В современных условиях стремление Потребителей выйти на ФОРЭМ обусловлено их желанием избавиться от диктата двух структур, преследующих цели, препятствующие реализации рыночных правил игры на региональном уровне. Это региональные энергетические комиссии (РЭК), искажающие обоснованные уровни тарифов для различных групп потребителей путем "перекрестного субсидирования", а также энергоснабжающие организации (АО-Энерго, оптовые перепродавцы), использующие свое естественно-монопольное положение и связи с органами власти для навязывания потребителю собственных технических и экономических условий параллельной работы в ЕЭС через принадлежащую им сеть. Естественно, что полноценное государственное регулирование на оптовом рынке со стороны Федеральной энергетической комиссии (ФЭК), свободное от местнических интересов, возможность использования достаточно широкого набора рыночных механизмов (гибкое тарифное меню, справедливые правила применения тарифов, участие в торгах плановой и сверхплановой электроэнергией и т.д.) весьма привлекательны для потребителей, чья основная производственная деятельность развивается в условиях конкуренции и направлена на получение максимальной прибыли.

Тенденция увеличения числа квалифицированных рыночных игроков в реструктуризированных секторах электроэнергетики за счет привлечения все менее энергоемких конечных, потребителей прослеживается во всех странах, вставших на путь создания конкурентных рынков электроэнергии. Так, в Великобритании в начале преобразований покупку непосредственно с рынка могли осуществлять около 5000 потребителей с нагрузкой 1 МВт И более, после 1994 г. на рынок вышли более 50000 потребителей с нагрузкой, превышающей 100 кВт, а начиная с 1998г. возможность выбирать поставщиков имеют все потребители.

Действующий порядок вывода на ФОРЭМ Потребителей [2] (получивший силу нормативного акта путем регистрации в Министерстве юстиции РФ 19 октября 2000г., регистрационный Xs 2422) значительно упрощает эту процедуру по сравнению с требованиями аналогичного документа, утвержденного ФЭК 06.01.97. На сегодняшний день для квалифицированных претендентов на получение статуса субъекта оптового рынка сняты все административные ограничения, кроме одного; согласно ст. 5 Федерального чакона "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" им необходимо получить согласие РЭК. Это самое сложное ограничение, но оно поставлено в жесткие процедурные рамки и может быть преодолено в установленном порядке. Отмена всех искусственных ограничений должна стать первым шагом на пути законодательной подготовки создания конкурентного рынка электроэнергии.
ФЭК предусмотрено, что квалификация Потребителя при рассмотрении вопроса о его выходе на ФОРЭМ определяется [3] только суммарными минимальными энергетическими параметрами — присоединенной мощностью 20 MBА, используемой мощностью 16 МВт (в месяц) и годовым потреблением электроэнергии 100 млн. кВтч. Последнее соответствует числу часов используемой мощности, равному 6250 (при постоянстве используемой мощности по всем месяцам в течение года). При этом никакой роли не играют схема подключения Потребителя (к сети РАО "ЕЭС России" или энергоснабжающей организации), география распределения нагрузки (например, по территориям разных субъектов Российской Федерации) и хозяйственная принадлежность электроприемников (сеть, связывающая электроприемники или сети одного и того же собственника, может принадлежать другому собственнику).

В случае получения электроэнергии непосредственно от сети энергоснабжающей организации Потребитель должен заключить с ней договор на оказание услуг по передаче электрической энергии, стоимость которых определяется по "Методике расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии". Если сеть, принадлежащая Потребителю, граничит непосредственно с сетью РАО "ЕЭС России", составляющая затрат по передаче электроэнергии учитывается в договоре на оказание услуг РАО "ЕЭС России" по организации функционирования и развития ЕЭС России.

Не рассматривая организационные проблемы, предшествующие выходу Потребителя на ФОРЭМ и изложенные в [2], остановимся на тех технических вопросах, которые могут оказать существенное влияние как на его затраты в подготовительный период, так и на результат работы на оптовом рынке с учетом предполагаемых возможностей совершенствования рыночных отношений.

Организация коммерческого учета

Согласно [2] единственным мероприятием, которое должен выполнить Потребитель перед началом работы в новых условиях, является организация автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности (АСКУЭ) в соответствии с "Техническими требованиями по организации коммерческого учета потребления электрической энергии и мощности организациями-потребителями, выводимыми на оптовый рынок". Эти требования, учитывающие главным образом положения действующего законодательства, носят довольно общий характер, в силу чего возможно неоднозначное их толкование. Например, суть п. 2 Технических требований заключается в необходимости создания учета совместно "... организациями-потребителями и акционерными обществами энергетики и электрификации...". На практике же это положение трансформировалось в обязательное для Потребителя условие разработки за свой счет АСКУЭ, реализующей такие технические требования вышестоящих органов управления энергетикой (АО-Энерго, ОДУ), которые зачастую не имеют ничего общего с требованиями к измерению товарной продукции на ФОРЭМ.

Известны многочисленные случаи навязывания Потребителям дорогостоящих систем учета "под ключ", которые рекламировались их создателями или дилерами как полностью удовлетворяющие требованиям работы на оптовом рынке. При этом оказывалось, что у так называемой АСКУЭ ФОРЭМ либо недостаточное число параметров коммерческих измерений, либо их неоправданная избыточность; кроме того, она не обеспечивает защиту от несанкционированного доступа к информации или программному обеспечению, не вписывается в схему обмена данными для организации отчетности и т. д.

Для исключения этих недостатков и в целях упорядочения процессов создания и эксплуатации технических и программных средств учета субъектов оптового рынка Оператор торговой системы (ЗАО "ЦДР ФОРЭМ") разработал "Положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке" (в дальнейшем Положение), которое было утверждено Организатором ФОРЭМ - РАО "ЕЭС России" 12.10.01. В Положении сказано, что оно "... имеет обязательную силу для всех субъектов оптового рынка независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности и распространяется в части технических требований... на вновь вводимые и модернизируемые системы коммерческого учета".

Как показывает опыт, большинства негативных или неоптимальных результатов создания АСКУЭ можно избежать, если на стадии проектирования четко представлять себе круг обязательных задач, для решения которых предназначена система, и дополнительные возможности использования информации коммерческого учета в производственно-экономических целях.

Прежде всего отметим, что АСКУЭ, в том смысле, как она понимается в [2] и в Положении, представляет собой сугубо коммерческую систему, главная и единственная задача которой — предоставление достоверной и легитимной информации о движении товарной продукции для организации расчетов в соответствии с правилами функционирования оптового рынка. Иными словами, в качестве предварительного условия выхода в рыночное пространство ФОРЭМ ФЭК и Оператор торговой системы требуют от Потребителя предоставления только данных АСКУЭ, обеспечивающих финансовые расчеты по заключаемым договорам. В настоящее время такими данными являются:

• сальдо-переток мощности в контрольные часы рабочих суток и сальдо-переток электроэнергии за месяц по всем точкам поставки товарной продукции (зона поставки) — для субъектов ФОРЭМ, рассчитывающихся по двухставочному тарифу;
• сальдо-переток электроэнергии за месяц по зоне поставки — для субъектов ФОРЭМ, рассчитывающихся по одноставочному тарифу;
• сальдо-переток электроэнергии за месяц по зоне поставки с разбивкой по временным зонам суток — для субъектов ФОРЭМ, рассчитывающихся по одноставочному, дифференцированному по зонам суток тарифу.

Причем в соответствии с существующим регламентом данные о сальдо-перетоках мощности (критичные по времени параметры АСКУЭ) должны быть переданы Оператору торговой системы не позднее 12 ч дня рабочих суток, следующих за отчетными рабочими сутками. Таким образом, при действующих правилах работы ФОРЭМ временные характеристики автоматизированной системы учета получаются достаточно мягкими, а следовательно, допускают использование низкоскоростных коммутируемых телефонных каналов. Любые другие, якобы обязательные, требования к АСКУЭ (например, организовать выделенные каналы связи, собирать трех- или пятиминутные приращения энергии, передавать данные в режиме on-line) следует реализовывать за деньги тех органов, которые их выдвигают и лишь при согласии Потребителя.

Следует еще раз подчеркнуть, что абсолютно ничем не обоснованы претензии некоторых энергоснабжающих организаций и органов диспетчерского управления по получению коммерческой информации от любого субъекта рынка как непременному условию его параллельной работы в ЕЭС или как условию согласования его выхода на ФОРЭМ. Однако данные претензии, как это ни странно, зачастую вызываются позицией самих Продавцов и Покупателей и имеют следующее объяснение.

По мере все более широкого внедрения АСКУЭ (в том числе АСКУЭ ФОРЭМ) субъекты оптового рынка начали проявлять интерес к ней как к средству оперативного контроля текущего режима. Появились попытки анализа выполнения диспетчерского графика (ДГ) с помощью данных автоматизированного учета. В технические условия, предъявляемые к АСКУЭ на стадии разработки, стали вноситься положения о необходимости непрерывной передачи на пункты управления АО-Энерго и ОДУ данных о приращениях электроэнергии за все более короткие промежутки времени (3 мин и менее). Широко рекламируются программные средства обработки данных автоматизированного учета, предназначенные, по словам их разработчиков, для оперативного управления электрическими режимами. Известны случаи предъявления требований по установке измерительных комплексов коммерческих средств учета (СУ) на элементах сети, не имеющих никакого отношения к поставкам товарной продукции. Таким образом, наметилась тенденция превращения АСКУЭ в подсистему оперативно-информационных комплексов (ОИК) для решения всего круга диспетчерских задач реального времени.

Подобный методологически неверный, обусловленный смешением технологических и коммерческих понятий, взгляд на проблему информатизации диспетчерского управления стал возможен по нескольким причинам.

Во-первых, исторически АСКУЭ появилась вначале на потребительском рынке, где измерение мощности отдельных потребителей могло быть осуществлено в подавляющем большинстве случаев только средствами автоматизированного учета электроэнергии, поскольку организация у них телеизмерений мощности (ТИМ) не предусматривалась нормативными документами и не могла быть обоснована с экономической точки зрения. Дополнительная функция фиксации системами коммерческого учета среднеинтервальной мощности для решения "оперативных" (с точки зрения энергосбытовой деятельности) задач контроля потребительского рынка стала автоматически переноситься некоторыми разработчиками также и на ФОРЭМ, тем более, что создание измерительных комплексов СУ для обоих рынков зачастую велось одними и теми же организациями.

Во-вторых, в результате изменений форм собственности в процессе приватизации энергетики в начале 90-х годов границы балансовой принадлежности субъектов рынка стали оснащаться целенаправленно в первую очередь средствами АСКУЭ при отставании ввода необходимых комплексов ТИМ. Это привело к тому, что во многих случаях единственными средствами измерения мощности, отвечающими требованию "правильности" схемы их расстановки для организации контроля режима, оказались автоматизированные комплексы СУ.

В-третьих, до сих пор отсутствует концепция информатизации диспетчерского управления. Нет четких нормативных требований: что, где, с какой точностью необходимо измерять; какими техническими средствами, с какой степенью оперативности следует отображать измеряемые параметры, чтобы диспетчерский персонал разного уровня иерархии управления мог выполнять свои функции. В действующих ПТЭ (здесь и далее с изменениями и дополнениями от 2000 г.) лишь определено, что вычислительные ресурсы ОИК должны обеспечивать цикл обработки телеинформации 5-10 с, время обновления телеинформации на дисплеях рабочих мест диспетчеров — не более 10с, время вывода телеинформации на диспетчерский щит — не более 10с. По поводу необходимого объема информации там же сказано: "Оптимальный объем телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетной схемы модели реального времени контролируемой электрической сети".

Несмотря на то, что вопросы информатизации диспетчерского управления в условиях развития рыночных отношений требуют глубокой проработки и широкой дискуссии, уже сейчас можно сформулировать некоторые соображения, основываясь на имеющемся опыте эксплуатации ОИК и АСКУЭ.

Прежде всего остановимся на понятии "реального времени" применительно к оперативной работе диспетчеров АО-Энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России. Представляется логичным принять его равным вероятному диапазону реакции диспетчера (0,5 - 1 с). К этим значениям должно приближаться время обновления информации на средствах ее отображения (щитах, дисплеях). В разрабатываемых и эксплуатируемых системах циклы сбора, обработки и отображения данных телеизмерений следует устанавливать минимально возможными — не более требуемых ПТЭ значений с целью предоставления диспетчеру практического инструмента для влияния на параметры нормальных и переходных электроэнергетических режимов. Отсюда ясно, что даже самые малые интервалы приращения энергии в АСКУЭ (1-3 мин) не могут обеспечить надлежащий оперативный контроль режимов по межсистемным и системообразующим связям. Это касается и контроля режимов Потребителя, который с выходом на оптовый рынок обретает новое качество объекта ЕЭС, принадлежащего к категориям управления (оперативное управление, оперативное ведение) Системного оператора.

Данные АСКУЭ помимо своего главного предназначения — коммерческого учета могут применяться для отслеживания графиков электрической нагрузки потребителей с целью выявления нарушения договорных обязательств, определения эффективности введенных коммерческих и технологических ограничений при аварии или угрозе ее возникновения, т. е. для управления процессами, не требующими немедленного вмешательства. При возможности организации приема этих данных вышестоящими органами диспетчерского управления их следует использовать для достоверизации ТИМ путем сравнения интегральных значений телеизмерений со среднеинтервальными показаниями автоматизированного учета, а также для накопления статистики с целью уточнения математических моделей долгосрочного и краткосрочного прогнозирования.

Одной из проблем метрологического обеспечения работы Потребителя на оптовом рынке электроэнергии является упорядочение размещения измерительных комплексов коммерческого учета, требования к которому приведены в [5]. На рисунке на примере промышленного предприятия дана схема размещения приборов коммерческого учета поставки электроэнергии с ФОРЭМ. Приведены топологические характеристики поставки и коммерческих измерений: сечения поставки (ВЛ1-ВЛ4, КЛ1, КЛ2) и учета (Т1-ТЗ, ВЛЗ, ВЛ4, КЛ2), зоны поставки (- - -) и учета (- * -). Точками на элементах сети показаны границы балансовой принадлежности предприятия. На рисунке отсутствуют резервные комплексы СУ, которые должны быть установлены по другую сторону зоны поставки и принадлежать смежным субъектам рынка.

Исходя из своей основной, коммерческой, функции, АСКУЭ ФОРЭМ должна обрабатывать и предоставлять отчетные данные Оператору торговой системы по всем без исключения точкам учета, где измеряются перетоки электроэнергии на границах балансовой принадлежности Потребителя, включая перетоки по элементам сети напряжением 0,4-6-10 кВ. Таким образом, совершенно недопустимо заявлять автоматизированную систему в качестве коммерческой, если она контролирует 70, 80 или 90 % сальдо-перетока, как это часто указывается в характеристиках сдаваемых в промышленную эксплуатацию АСКУЭ. Другое дело, что вся информация в базе данных системы для проведения финансовых операций требуется Оператору торговой системы только по завершении периода расчета, равного в настоящее время 1 мес (при расчетах по двух-ставочному тарифу Оператор торговой системы проводит стоимостную оценку отклонений фактических значений сальдо-перетоков мощности относительно договорных значений и ДГ ежедневно).

В случае выполнения других (некоммерческих) задач часто бывает необходимо, чтобы период сбора информации был меньше периода расчета. Тогда к полноте и точности информации предъявляются более мягкие требования исходя из условий этих задач. Например, если с помощью АСКУЭ производится неоперативный контроль режима электропотребления Потребителя, то средне-интервальные приращения электроэнергии по элементам сети 0, 4-6- 10 кВ при отсутствии каналов связи до соответствующих измерительных комплексов могут вводиться в базу данных центральной станции в виде постоянных значений с корректировкой в конце месяца по показаниям счетчика.

При подготовке к выходу на оптовый рынок Потребителю целесообразно реконструировать схему внешнего электроснабжения, ликвидировав питание от фидеров низкого класса напряжений. Автоматизация учета по таким фидерам оправдана при невысоких затратах на организацию каналов связи. В противном случае при современных требованиях к коммерческим расчетам измерение их нагрузки и введение в базу данных могут проводиться вручную с использованием переносных компьютеров.

В Положении указано, что основным требованием к системе сбора информации АСКУЭ со стороны Оператора торговой системы (в будущем конкурентном рынке — Администратора торговой системы) является ее получение в центральном офисе Оператора непосредственно с устройств сбора и передачи данных (УСПД) без промежуточных пунктов хранения и обработки. Следовательно, каждое УСПД должно иметь два телекоммуникационных порта: один (обязательно) — для передачи информации Оператору, другой — для связи с центральной станцией Потребителя с целью организации контроля исполнения договорных обязательств и решения некоммерческих задач. В системе информационного обеспечения коммерческих расчетов предусмотрено также создание Оператора коммерческого учета (ОКУ), сочетающего функции сбора данных неавтоматизированного учета (возможно, и данных АСКУЭ) и технического обслуживания аппаратных и программных средств АСКУЭ.

Параллельная работа Потребителя в составе ЕЭС России

Организация параллельной работы Потребителя в составе ЕЭС является второй неотъемлемой частью двуединой задачи (коммерческая — технологическая) подготовки его выхода на оптовый рынок. Условия параллельной работы в настоящее время оговариваются в специальном приложении к договорам на поставку, получение и оплату электроэнергии и мощности и оказание услуг на ФОРЭМ.

Обеспечение параллельной работы Потребителя — субъекта оптового рынка в составе ЕЭС России осуществляется ЦДУ ЕЭС России через ОДУ посредством следующих процедур:

• круглосуточного оперативно-диспетчерского управления в нормальных и аварийных режимах для создания условий выполнения договорных отношений при поддержании нормативных уровней надежности и качества электроснабжения;
• долгосрочного и краткосрочного планирования режимов поставки товарной продукции Потребителю с учетом вывода в ремонт основного оборудования электростанций и электрических сетей, а также в перспективе — организации технологического сопровождения конкурентного рынка (рынка "на сутки вперед", балансирующего рынка и т. д.);
• определения и согласования принципов и уставок релейной защиты и автоматики схемы внешнего электроснабжения и прилегающей сети;
• размещения в системе электроснабжения исполнительных органов противоаварийной автоматики и автоматики ликвидации аварийных режимов в соответствии с действующими нормативными документами;
• реализации в установленном порядке мероприятий по техническим и коммерческим ограничениям мощности и электроэнергии в электроустановках Потребителя.

Со своей стороны Потребитель — субъект ФОРЭМ обязан:

• обеспечивать выполнение ежесуточного ДГ нагрузки, разработанного и утвержденного согласно установленным правилам;
• предоставлять органам диспетчерского управления необходимую информацию для долгосрочного и краткосрочного планирования режимов, а также в перспективе — информацию для работы на конкурентном рынке;
• обеспечивать выполнение узаконенных требований органов диспетчерского управления по оснащению системы электроснабжения средствами релейной защиты, автоматики, измерений электрических величин (в том числе телеизмерений) и средствами связи;
• поддерживать в рабочем состоянии исполнительные органы общесистемной противоаварийной автоматики и автоматики ликвидации аварийных режимов;
• безусловно выполнять распоряжения диспетчера вышестоящего органа диспетчерского управления по регулированию сальдо-перетока мощности (электроэнергии) при аварии, угрозе возникновения аварии, дефиците мощности (электроэнергии) в ЕЭС.

В практическом плане вышеприведенные обязанности сторон означают необходимость реализации претендентом на получение статуса субъекта рынка ряда технических мероприятий. Главное из них — это организация у себя полноценного круглосуточного диспетчерского управления, позволяющего адекватно и оперативно реагировать на распоряжения диспетчера вышестоящего уровня, осуществлять контроль договорных величин и управлять ими в реальном времени. Кроме того, Потребитель обязан предоставить вышестоящим органам диспетчерского управления также в реальном времени информацию о выполнении им договорных обязательств (о сальдо-перетоке мощности по границам балансовой принадлежности или по взаимной договоренности, перетоках по отдельным связям), информацию о параметрах качества электроснабжения (уровнях напряжений на шинах ГПП или других подстанций) и при необходимости иную информацию, влияющую на поставку продукции (например, о токе в линии, если он ограничивает перетек мощности).

Как следует из вышеуказанного, эта информация должна представлять собой данные телеизмерений соответствующих параметров режима и передаваться по резервируемым каналам связи в ОИК органа диспетчерского управления, в чьем оперативном управлении находятся элементы сети внешнего электроснабжения Потребителя. До выхода нормативных актов, регулирующих технологические взаимоотношения субъектов рынка, требования к системе передачи данных телеметрии необходимо фиксировать в действующих договорах.

Возможность предоставления системных услуг при работе Потребителя на оптовом рынке

Известно, что особенностью рыночных отношений в энергетике, обусловленной свойствами электрической энергии, является возможность выделения сектора оплачиваемых услуг (на конкурентной или неконкурентной основе) по обеспечению функционирования энергетических систем с заданным уровнем надежности при нормируемом качестве электроснабжения субъектов оптового и розничного рынков. По мнению большинства специалистов, к конкурентным системным услугам относятся: предоставление резервов активной мощности с различным временем их мобилизации; регулирование частоты; регулирование напряжения (реактивной мощности) и размещение исполнительных органов противоаварийной автоматики и автоматики ликвидации аварийных режимов. Существующими правилами работы ФОРЭМ отдельная оплата услуг не предусмотрена. Вид и объем услуг распределяются между субъектами рынка директивными методами на основании действующих нормативов, а затраты на их предоставление учитываются в тарифах. Косвенным образом все виды резервов оплачиваются Покупателями ФОРЭМ в составе договорной мощности, которая отличается от заявленной (необходимой по балансу) на величину так называемого "шестипроцентного резерва", равного 6 % среднего максимума нагрузки.

Потенциально Потребитель, не имеющий собственных генерирующих источников, имеет возможность оказывать системные услуги по размещению у себя резерва мощности и выполнению команд автоматики, направленных на уменьшение сальдо-перетока мощности. Оба этих вида услуг реализуются путем отключения неответственной нагрузки на время, достаточное для предотвращения или ликвидации аварии в энергосистеме. При этом наибольшую выгоду от предоставления услуги (наименьший ущерб от перерыва питания электроприемников) принесет Потребителю рассредоточенное ("дисперсное") автоматическое телеотключение нагрузки низких классов напряжений (0,4, 6, 10 кВ).

Создание такой системы управления нагрузкой актуально уже сейчас, так как законодательные акты и нормативные документы по функционированию ФОРЭМ не запрещают размещение резервов у субъектов рынка — Покупателей. Надо лишь доказать органам государственного регулирования (ФЭК, РЭК) техническую возможность мобилизации резерва в заявленном объеме и периодически подтверждать его величину органам диспетчерского управления по согласованной процедуре. Практическая реализация телеуправления нагрузкой Потребителя возможна, например, с помощью системы КПС-1, разработанной группой специалистов ОДУ Северо-Запада, АО "Марсэнерго", СПбГТУ с участием ЦДУ ЕЭС России и ООО "НИИЭР".

Формирование ДГ и характеристик спроса Потребителя

Диспетчерский график является главным документом, регламентирующим суточный режим работы Потребителя в ЕЭС, а также служащим основой для осуществления коммерческих расчетов согласно правилам работы ФОРЭМ. ДГ Потребителя — это заданные ему как объекту диспетчерского управления значения сальдо-перетока мощности в сечении поставки (по границам балансовой принадлежности) на получасовые моменты времени.
Она является динамическим (зависящим от времени) отображением характеристики спроса (ХС) Потребителя при работе на регулируемом рынке или функциональной зависимостью объема покупки товарной продукции от времени при сложившихся равновесных ценах в условиях конкурентного рынка. ХС Потребителя в краткосрочный период его деятельности при покупке электроэнергии на регулируемом рынке в течение интервала контроля ДГ представляет собой прямую, близкую к абсолютно эластичной [6], так как стратегия фирмы определяется постоянной заданной ценой электроэнергии. В данном случае объем покупки в пределах реальной потребности производства диктуется только технологией производства и экономической выгодой выработки электроэнергии собственными генерирующими источниками (при их наличии). При уменьшении регулируемой цены фирма должна резко изменить свою стратегию. Она будет увеличивать выпуск основной продукции, сопровождая это значительным повышением потребления ресурсов, в том числе электроэнергии. Рост цены на электроэнергию, наоборот, заставит фирму в той или иной мере свертывать производство в зависимости от ситуации на рынке производимой продукции.

Если Потребитель является участником конкурентного рынка электроэнергии, его поведение определяется необходимостью приобретения электроэнергии по заранее неизвестной плавающей цене. При этом управление производством по критерию максимальной прибыли на выбранных временных интервалах потребует гибкого изменения технологии с учетом переменного характера расхода прочих ресурсов.

В настоящее время все субъекты рынка разрабатывают и принимают к исполнению традиционные обобщенные ДГ сальдо-перетоков мощности без поэлементной разбивки. Уровни напряжений на границах раздела балансовой принадлежности контролируются косвенно; допустимым считается достаточно широкий их диапазон, определяемый нормативными документами РАО "ЕЭС России".
Учет полных ХС при разработке режимов ЕЭС в условиях конкурентного рынка или полных ДГ на регулируемом рынке для всех субъектов неизбежно приведет к конфликту их интересов из-за наличия сетевых ограничений и отсутствия необходимых средств регулирования нормальных режимов. В связи с этим в правилах работы рынка следует предусмотреть специальные алгоритмы компромиссного планирования поставок товарной продукции [9].

Выводы

1. В России создана прочная нормативно-правовая база для выхода на ФОРЭМ энергоемких организаций-потребителей, снимающая все незакрепленные законодательством административные препятствия этому процессу.
2. Единственным техническим требованием ФЭК к Потребителю — субъекту ФОРЭМ — является наличие у него АСКУЭ, позволяющей проводить расчеты в соответствии с действующим тарифным меню.
3. Порядок предоставления информации Потребителем Оператору торговой системы (Администратору торговой системы) для проведения финансовых расчетов в настоящее время регламентируется утвержденным РАО "ЕЭС России" "Положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке".
4. Потребитель не обязан передавать какую бы то ни было информацию от АСКУЭ органам управления энергетикой или органам диспетчерского управления, за исключением данных, оговоренных коммерческими и технологическими правилами работы рынка, утвержденными в установленном порядке. На сегодняшний день в условиях функционирования ФОРЭМ субъекты рынка передают органам диспетчерского управления для технологических целей 1 раз в день данные о сальдо-перетоке электроэнергии за прошедшие сутки по показаниям счетчиков.
5. Технические мероприятия по передаче Потребителем (при его согласии) любой информации от АСКУЭ, которая не предназначена для расчетов за поставленную продукцию или не оговорена правилами работы рынка, должны финансироваться организацией — пользователем этой информации.
6. Параллельная работа Потребителя в ЕЭС в качестве субъекта рынка требует организации круглосуточного диспетчерского управления собственными электроустановками и передачи на его высшие уровни иерархии в реальном времени данных о выполнении договорных параметров режима, показателях качества электроэнергии (напряжениях) и другой информации, влияющей на поставку продукции. Оперативный контроль поставки электроэнергии (мощности) Потребителю, управление его нормальными и аварийными режимами возможны только по данным телеизмерений мощности.
7. Потребитель должен быть заинтересован в создании у себя системы автоматизированного (или автоматического) ограничения нагрузки за счет отключения неответственных электроприемников, так как это приносит ощутимую экономическую выгоду. В условиях регулируемого рынка можно добиться уменьшения или полного отказа от оплаты 6 %-го резерва мощности. На конкурентном рынке будут оплачены услуги по размещению у Потребителя общесистемного резерва мощности, исполнительных органов противоаварийной автоматики и автоматики ликвидации аварийных режимов.
8. ДГ и ХС Потребителя следует рассчитывать на основе оптимизационной процедуры исходя из критерия получения максимума прибыли от выпуска продукции при учете таких основных факторов, как цена на рынке электроэнергии и цена топлива для собственных генерирующих источников.

Список литературы

1. Об основных итогах деятельности Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации в 2000 году и задачах на ближайшую перспективу. — Информационный бюллетень Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации № 2 (26), 25 января 2001 г.
2. Постановление Федеральной энергетической комиссии от 7 сентября 2000 г. № 47/1 "Об утверждении порядка вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций-потребителей". — Информационный бюллетень Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации №21, 10 ноября 2000г.
3. Постановление Федеральной энергетической комиссии от 8 декабря 2000 г. № 72/5 "Об утверждении технических параметров, необходимых для вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций — потребителей электрической энергии (мощности)". — Информационный бюллетень Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации № 24, 25 декабря 2000 г.
4. Постановление Федеральной энергетической комиссии от 12 мая 2000г. №25/3 "Об утверждении методики расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии". — Экономика и финансы электроэнергетики, 2000, № 10.
5. Загорский Я. Т., Курбангалиев У. К. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1999.
6. Замков О. О., Толстопятенко А. В., Черемных Ю. Н. Математические методы в экономике.— М: Дело и Сервис, 1999.
7. Веников В. А., Журавлев В. Г., Филиппова Т. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. — М: Энергоиздат, 1981.
8. Железко Ю. С. Требования к отклонениям напряжения в точках присоединения потребителей к электрическим сетям общего назначения. — Промышленная энергетика, 2001, № 10.
9. Паламарчук С. И., Федоров А. И. Планирование поставок электроэнергии в условиях оптового рынка. — Электричество, 2000, №11

Версия для печати