Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности функционирования ГЭС в рыночных условиях 11
1.1. Ограниченные объемы водохранилищ 12
1.2. Необходимость оценки стоимости электроэнергии, вырабатываемой на гэс 17
1.3. Наличие каскадов ГЭС 20
1.4. Проявление монополизма гэс на рынках электроэнергии 26
1.5. Водохозяйственные и экологические ограничения 28
Глава 2. Анализ существующих методик и подходов к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС 34
2.1. Отечественные методики и подходы к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС 34
2.2. Зарубежные методики и подходы оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС 39
Глава 3. Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭС с ГЭС с использованрїем метода динамического программирования 44
3.1. Метод решения 44
3.2. Моделирование электроэнергетической системы 46
3.3. Постановка задачи планирования долгосрочных оптимальных режимов энергосистемы с ГЭС 50
3.4. Алгоритм решения задачи 59
3.4.1. Декомпозиция задачи планирования долгосрочных режимов ээс с > гэс. 62
3.4.2. Агрегирование системы водохранилищ 64
3.4.3. Построение функций будущих затрат 65
3.5. Определение цены воды и цены электроэнергии, вырабатываемой гэс 69
3.6. Программная реализация задачи планирования оптимальных долгосрочных режимов ээс с гэс 74
Глава 4. Численный анализ долгосрочных оптимальных режимов ОЭС Сибири 75
4.1. Анализ долгосрочного оптимального режима ОЭС СИБИРИ 78
4.2. Анализ цен на электроэнергию гэс 80
Глава 5. Реализация планов выработки электроэнергии в ээс с гэс в условиях конкуретного рынка 90
5.1. Проблема реализации режимов ээс с гэс в условиях рынка 90
5.2. Реализация оптимальных режимов ээс с гэс в условиях рынка. 93
5.3. Анализ эффективности реализации оптимальных режимов через регулирование цен на электроэнергию, вырабатываемую на гэс 99
Заключение 106
Литература
- Ограниченные объемы водохранилищ
- Отечественные методики и подходы к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС
- Моделирование электроэнергетической системы
- Анализ долгосрочного оптимального режима ОЭС СИБИРИ
Введение к работе
Актуальность. На сегодняшний день как общемировая, так и Российская тенденция в электроэнергетическом секторе экономики заключается в переходе от плановой системы хозяйствования к рыночным формам взаимодействия. Целью рыночных преобразований является повышение эффективности работы электроэнергетики для конечного потребителя: удовлетворение платежеспособного спроса на электрическую энергию и снижение ее стоимости, увеличение качества поставляемой электроэнергии и услуг, применение прогрессивных технологий, привлечения инвестиций в необходимых объемах и т.д. [21, 23, 30, 44, 52, 53, 60, 62, 65, 78].
Одним из основных показателей экономической эффективности работы энергосистемы является величина затрат на производство электроэнергии.
При централизованном управлении энергосистемой снижение затрат на производство электроэнергии достигалось благодаря единству (вертикальной и горизонтальной интегрированности) технологических процессов производства, преобразования, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Такое единство было обусловлено технологическими связями между всеми элементами энергосистемы и синхронностью происходящих в ней электрических процессов. Централизованное управление обеспечивало наилучшее сочетание различных источников электроэнергии при покрытии общего графика нагрузки и позволяло оптимизировать режимы как отдельных электростанций, так и энергообъединений в целом для реализации межсистемных эффектов и снижения общих затрат на электроснабжение [25]. В результате уменьшалась потребность в генерирующих мощностях из-за несовпадения максимумов нагрузки отдельных региональных энергосистем и сокращения аварийного и нагрузочного резервов мощности, рационально распределялись общесистемные функции между отдельными электростанциями, включая
ГЭС, более эффективно использовались располагаемые гидроэнергетические ресурсы и за счет этого экономилось органическое топливо. К числу межсистемных эффектов следует также отнести повышение суммарной гарантированной отдачи мощности гидроэлектростанций, обусловленное асинхронностью стока с разных речных бассейнов [76].
При централизованном управлении функционированием
электроэнергетическими системами (ЭЭС) реализация системных эффектов достигалась путем оптимального долгосрочного, среднесрочного и краткосрочного планирования энергетических балансов энергообъединений и входящих в них региональных энергосистем, а также оперативной корректировки энергоотдачи отдельных электростанций.
Учет всех отмеченных эффектов способствовал снижению эксплутационных затрат и капиталовложений для развития генерирующих мощностей в системе электроснабжения.
Происходящий в настоящее время в России переход от плановой экономики к рыночной повлиял на все сферы хозяйственной деятельности в стране. Проводимые реформы изменили условия развития и функционирования электроэнергетики. Наметились тенденции к децентрализации в управлении режимами и к достижению индивидуальных выгод отдельными собственниками объектов в электроэнергетических системах [39, 60].
Переход на рыночные условия не исключает возможности сохранения высоких суммарных эффектов в системе электроснабжения. Но достижение таких эффектов требует создания условий для действенной конкуренции между производителями энергии, формирования рациональных правил и инфраструктуры рынков электроэнергии, применения эффективных форм государственного регулирования. В результате перехода на рыночные формы организации электроэнергетики ликвидируется вертикальная (от производителя до потребителя электроэнергии) интегрированность внутри региональных энергосистем и горизонтальная интегрированность
6 региональных систем электроснабжения в составе территориальных объединений [60]. Сложность управления в рыночных условиях многократно возрастает [38, 60, 82, 94, 95, 97, 103, 106].
В системе электроснабжения Сибири в настоящее время параллельно работают 11 АО-энерго и 6 независимых от них АО-электростанций, которые самостоятельно принимают решения по покупке и продаже электроэнергии, основываясь на конъюнктурных и индивидуальных интересах. На текущей стадии реформирования отрасли существует система оптимального годового планирования балансов производства и потребления электроэнергии. Такие балансы разрабатываются системным оператором (СО) Единой энергетической системы (ЕЭС) России и утверждаются федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования в электроэнергетике. Однако планирование балансов ведется по упрощенным и устаревшим методикам, не позволяющим обеспечить оптимальную загрузку генерирующего оборудования и наилучшее использование энергоресурсов. Более того, плохо отработан механизм корректировки утвержденных плановых балансов, что не дает возможность быстро менять планы работы электростанций и согласовывать интересы отдельных субъектов оптового рынка электроэнергии.
Недостаточно согласованное поведение электростанций в новых условиях рынка привело к увеличению числа холостых сбросов воды, преждевременной сработке водохранилищ и неоптимальной загрузке отдельных гидроэлектростанций. Снижение эффективности от неоптимального использования располагаемых гидроэнергоресурсов и мощностей ГЭС в ОЭС Сибири оценивается потерей от 3 до 5 % от их годовой выработки [23, 60].
Поэтому в рыночных условиях остается актуальным вопрос долгосрочного планирования оптимальных режимов энергосистем. Особенно это актуально для ЭЭС с большой долей ГЭС с водохранилищами годового и многолетнего регулирования. В таких энергосистемах действия,
принимаемые на текущий момент времени, влияют на условия работы в будущем. Кроме того, для эффективного управления работой энергосистем с ГЭС необходимо учитывать случайный характер приточности воды в водохранилища. Для обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения в таких энергосистемах необходимо планирование и ведение долгосрочных оптимальных режимов с возможностью их оперативного корректирования [1, 39].
Большой вклад в развитие теории планирования долгосрочных режимов работы ЭЭС внесли отечественные ученые: Беляев Л.С. [8, 9, 10], Горнштейн В.М. [26], Журавлев В.Г. [28], Крумм Л.А. [33, 34], Мурашко Н.А. [41, 42, 43], Обрезков В.И. [46], Савельев В.А., Семенов В.А., Совалов С.А. [61], Сыров Ю.П. [34], Филиппова Т.А., Цветков Е.В. [68, 69, 70, 71, 72].
Вопросам работы ЭЭС в рыночных условиях посвящены работы: Баринова В.А. [4], Гамма А.З. [21], Воропая Н.И. [16], Дорофеева В.В. [27], Китушина В.Г., Лазебника А.И., Михайлова В.И., Паламарчука СИ. [50], Хлебникова В.В., Эдельмана В.И. [77].
Планирование режимов работы ЭЭС рассмотрено в работах зарубежных авторов, среди которых Flatabo N., Pereira М., Rudnick Н. и Другие.
Цели и задачи работы. Целями работы являются: разработка методики планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС и исследование возможности реализации оптимальных режимов ГЭС в рыночных условиях на основе анализа цен на электрическую энергию.
Цель исследования конкретизируется в решении следующих задач:
анализ особенностей работы гидроэлектростанций, учитывающий специфику рыночных условий хозяйствования в электроэнергетической отрасли;
сопоставление основных характеристик существующих методик планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС, содержащих ГЭС;
разработка методики долгосрочного оптимального планирования режимов работы ЭЭС с ГЭС, включающей математическую постановку задачи, выбор метода решения и разработку алгоритма для реализации расчетов на персональном компьютере (ПК);
выбор пакета программного обеспечения для реализации алгоритма;
проведение численных расчетов оптимальных долгосрочных режимов на примере ОЭС Сибири с последующим анализом полученных данных.
Методическая база. В качестве методической базы в данной работе используются:
существующие методики планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем;
методы динамического, линейного и нелинейного программирования;
теория двойственности в задачах математического программирования;
языки программирования для ПК.
Научная новизна работы заключается в следующем:
разработана методика долгосрочного планирования оптимальных режимов работы электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования;
предложена декомпозиция задачи планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС в ее динамической постановке для увеличения скорости расчетов;
предложена процедура расчета узловых цен на электроэнергию, вырабатываемую ГЭС, с использованием цены расходуемой через турбины воды;
разработана и реализована программа проведения расчетов оптимальных долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС для персональных компьютеров.
Практическая ценность работы. Использование принципов и положений, разработанных в данной работе, позволяет:
разрабатывать годовые планы выработки электроэнергии в ЭЭС с ГЭС;
учитывать стохастический характер притока воды в водохранилища гидроэлектростанций;
корректировать оптимальный режим работы энергосистемы при изменении внешних условий в течении долгосрочного периода планирования;
определять цену электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях в отдельных временных интервалах всего периода регулирования.
Реализация работы. Предложенная в работе методика апробирована на расчетах долгосрочных оптимальных режимов ОЭС Сибири. Выполнен анализ цен на электроэнергию, вырабатываемую крупными сибирскими ГЭС.
Апробация работы. Основные положения работы представлены на конференциях-конкурсах научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2001, 2002, 2003, 2004 г.г.), на ежегодной Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», г. Иркутск, 20-22 апреля 2004 г.
Публикации. Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка, содержащего 107 наименования и четырех приложений. Объем работы (без приложений и списка литературы) - 108 страниц. Работа содержит 22 рисунка и 7 таблиц. Общий объем диссертации - 139 страниц.
В первой главе дается описание особенностей функционирования гидроэлектростанций в ОЭС с изменением этих особенностей в связи с введением рыночных отношений в электроэнергетической отрасли.
Во второй главе дается обзор существующих подходов к планированию долгосрочных режимов электроэнергетических систем, имеющих в своем составе ГЭС, их анализ и возможность применения в
новых экономических условиях.
В третьей главе описывает разработанная автором методика планирования оптимальных средне- и долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС, основанная на методе динамического программирования с учетом стохастического характера приточности воды в водохранилища ГЭС и с учетом топологии электрической сети.
В четвертой главе проведен численный расчет оптимальных долгосрочных режимов для ОЭС Сибири при различных внешних условиях и выполнен анализ полученных данных.
В пятой главе обсуждаются возможные подходы к реализации оптимальных режимов работы ЭЭС с ГЭС в рыночных условиях.
Ограниченные объемы водохранилищ
Одной из наиболее важных особенностей функционирования гидроэлектростанций является использование ими ограниченных емкостей водохранилищ для запасания гидроэнергоресурсов.
Использование водохранилищ позволяет ГЭС не только запасать воду для дальнейшего ее преобразования в электрическую энергию, но и регулировать саму выработку электроэнергии в течение определенного периода времени. Использование различных объемов воды для производства электроэнергии в тот или иной момент времени влияет как на распределение объемов выработки электроэнергии в течение периода регулирования, так и на суммарную выработку станции. Данный эффект получил название «эффекта последействия» [25, 60, 70, 74]. Длительность периода последствия зависит от вида регулирования, осуществляемого водохранилищем, и может составлять от суток до нескольких лет.
С экономической точки зрения эффект последействия можно трактовать следующим образом: увеличение выработки ГЭС, например с целью экономии топлива на тепловых электростанциях энергосистемы или получения дополнительной прибыли в предстоящем интервале, приводит к дополнительным затратам на обеспечение нормального функционирования ЭЭС в оставшихся интервалах периода регулирования. Эти затраты, как минимум, связаны с необходимостью дополнительного производства электроэнергии на тепловых электростанциях, обусловленного уменьшением выработки ГЭС из-за сокращения объема располагаемых гидроэнергоресурсов и снижения напора [23, 99].
В электроэнергетической системе Сибири имеется несколько крупных ГЭС, обладающих водохранилищами многолетнего регулирования. Среди них выделяется Иркутское водохранилище с полезным объемом 46.8 км3, основная часть которого приходится на чашу Байкала, и Братское - с полезным объемом 48.4 км3. Объемы этих водохранилищ позволяют запасать в энергетическом эквиваленте до 27 ТВт-ч гидроэнергоресурсов, или 12-15 % от общей годовой потребности в электроэнергии в ОЭС Сибири [60]. За счет сработки этих запасов гидроэнергии могут покрываться значительные дисбалансы в функционировании энергообъединения: несоответствие между темпами роста электропотребления и вводами новых генерирующих мощностей, нарушение в топливоснабжении тепловых электростанций, снижение энергоотдачи енисейских ГЭС в маловодные годы. Таким образом, использование запасов гидроэнергии из указанных водохранилищ позволяет обеспечить устойчивое и надежное электроснабжение при воздействии многих случайных и непредсказуемых факторов, в том числе и колебаний приточности воды к ГЭС.
При проектировании и строительстве сибирских гидроэлектростанций предусматривалась их совместная работа в единой электроэнергетической системе (ЕЭС) бывшего СССР. Важнейшим свойством систем централизованного электроснабжения является единство технологического процесса производства, преобразования, транспорта, распределения и потребления электроэнергии. Такое единство обусловлено тесными электрическими связями между всеми элементами энергосистем и синхронностью происходящих в них электрических процессов.
Данные принципы построения энергосистемы обеспечивают взаимозаменяемость различных источников электроэнергии при покрытии общего графика нагрузки и позволяет оптимизировать режимы отдельных электростанций и энергообъединений в целом для реализации межсистемных эффектов и снижения общих затрат на электроснабжение.
В результате уменьшается потребность в генерирующих мощностях из-за несовпадения максимумов нагрузки отдельных региональных энергосистем и сокращения аварийного и нагрузочного резервов мощности, рационально распределяются общесистемные функции между отдельными электростанциями, включая ГЭС, более эффективно используются располагаемые гидроэнергетические ресурсы и за счет этого экономится органическое топливо.
К числу межсистемных эффектов следует отнести повышение суммарной гарантированной отдачи мощности гидроэлектростанций, обусловленное асинхронностью стока с разных речных бассейнов [4].
Отечественные методики и подходы к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС
В бывшем СССР в целях управления развитием и функционированием электроэнергетических систем с ГЭС, начиная с 60-х годов XX века, стали разрабатываться и использоваться разнообразные математические подходы, которые в дальнейшем легли в основу математического обеспечения автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) [2, 13, 26, 28,67,68,69,70,71,72,75].
Широкое распространение математических методов для планирования режимов ЭЭС с ГЭС объясняется: существенным усложнением задач оптимального планирования режимов энергосистем с ГЭС; повышением трудоемкости решения данных задач при увеличении числа параллельно работающих гидроэлектростанций; усложнением задач при рассмотрении каскадов ГЭС; усложнением электрических схем ЭЭС и усилением влияния на их режимы ограниченных пропускных способностей электрических сетей; необходимостью учета разнообразных ограничений, диктуемых меняющимися гидрологическими условиями и режимами водопользования.
Математические методы моделирования позволяют повышать экономическую эффективность работы таких систем при обеспечении требуемых уровней надежности электроснабжения.
Функционирование электроэнергетической системы представляет собой сложную связь, одновременно протекающих, но разных по физическим свойствам, интенсивности, характеру и управляемости процессов. К таким процессам относятся: накопление энергоресурсов (топлива на складах, воды в водохранилищах ГЭС), преобразование их в электрическую энергию, регулирование напряжения и частоты, передача, распределение и конечное потребление электроэнергии. Данные процессы протекают в условиях изменяющейся внешней среды (речной сток, температура и т.п.) и переменного состава работающего генерирующего, преобразующего, передающего и потребляющего оборудования.
Гидроэлектростанции с водохранилищами долгосрочного (сезонного, годового и многолетнего) регулирования за счет использования запасов воды и маневренных свойств оборудования могут участвовать в управлении практически всеми перечисленными выше процессами. Таким образом, для получения максимального эффекта от использования гидроэлектростанций в постановках конкретных задач необходимо рассматривать все факторы и процессы, которыми можно управлять за счет использования запасов воды из водохранилищ ГЭС.
Для оптимизации режимов электроэнергетических систем с ГЭС в отечественной практике используется практически весь арсенал существующих математических методов: стохастических и детерминированных, вариационного и дифференциального исчисления, линейного и нелинейного программирования (градиентные, наискорейшего спуска, квадратичной аппроксимации, групповой релаксации и т.п.), системного анализа и многих других [2, 9, 13, 18, 22, 26, 28, 15, 33, 40, 47, 59, 61,70].
В практике управления режимами ЭЭС с ГЭС для оптимального планирования долгосрочных режимов в бывшем СССР в основном использовались детерминированные методы. Наиболее широкое применение получили методы статистического градиента [46], вспомогательных функций [75], проекции градиента [26, 35, 72] и обобщенный метод приведенного градиента [2, 42, 43].
На основе этих методов были созданы алгоритмы и программы, которые успешно применялись в практике эксплуатации ЭЭС. Это программы КД-2 [57], Ангара-78 (модификация программы Ангара-Д [61, 75]), РК-81 [35], разработанные соответственно в Московском энергетическом институте, Сибирском энергетическом институте совместно с ОДУ Сибири, во всесоюзном научно-исследовательском институте электроэнергетики совместно с Вычислительным центром Главтехуправления.
Применение детерминированных методов для расчетов оптимальных долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС связано с особенностями процессов формирования речного стока на территории нашей страны с ее умеренным климатом. Гидрологические режимы большинства используемых в энергетических целях рек России характеризуются хорошо выраженной сезонностью и однотипным характером изменений приточности воды внутри года в отличие от аналогичных процессов в районах с морским и муссонным климатом. Приемлемость таких методов была обусловлена и высокой зарегулированностью стока: наличием в стране большого числа ГЭС с водохранилищами долгосрочного регулирования, которые компенсируют кратковременные колебания приточности воды.
Одним из основных недостатков методик планирования режимов энергосистем с ГЭС с использованием детерминированных математических моделей является необходимость регулярного проведения многочисленных и трудоемких расчетов для различных гидрологических условий [60].
Однако речной сток остается случайным процессом. В связи с этим при строгой постановке задач управления режимами энергосистем с ГЭС необходимо использовать методы, учитывающие стохастический характер приточности.
Моделирование электроэнергетической системы
Планирование долгосрочных оптимальных режимов энергосистем с гидроэлектростанциями является сложной и многоразмерной задачей [38, 88, 99]. Увеличение сложности связано, в первую очередь, с функционированием ГЭС. Зависимость выработки электроэнергии на ГЭС от приточности воды и объема водохранилища в конкретном интервале времени приводит к тому, что управление режимами ЭЭС в долгосрочном периоде регулирования приобретает динамический характер во времени. То есть, действия по управлению режимами в одном временном интервале периода регулирования влияют на принятие решений во всех последующих, что делает планирование долгосрочных оптимальных режимов энергосистем с ГЭС задачей с многошаговым управлением. При выборе математического метода для решения поставленноизадачи необходимо: 1. Уменьшить требования к вычислительным ресурсам. 2. Рассмотреть ограничения по расходам воды и уровням водохранилищ на конец каждого интервала t. 3. Корректировать планы по выработке электроэнергии на электростанциях при изменении условий.
Такие возможности дает применение метода динамического программирования. В 50-х годах XX века Р. Беллманом для решения задач многошагового управления (процессов с дискретным и непрерывным временем) был предложен метод динамического программирования, который быстро получил широкое распространение в многочисленных областях науки. Сформулированный Р. Беллманом принцип оптимальности гласит: отрезок оптимального процесса от любой его точки до конца рассматриваемого отрезка времени сам является оптимальным процессом с началом в данной точке [5, 6, 7].
Использование метода динамического программирования для решения задачи планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС позволяет:
1. Упростить общую задачу планирования за счет ее разбиения на несколько более простых оптимизационных задач.
2. Рассмотреть водные и электроэнергетические ограничения на конец каждого интервала 3. Получить в результате решения не только оптимальные значения искомых величин, но и инструмент для быстрого и простого перерасчета оптимального долгосрочного режима в случае изменения исходных данных в течение расчетного периода регулирования, начиная с любого заданного интервала /.
4. Рассчитать цену запасенной и срабатываемой воды во всех временных интервалах периода регулирования.
Полученные цены на воду используются для расчета цен на электроэнергию, вырабатываемую на ГЭС. Более подробно данный аспект будет рассматриваться в разделе 3.5.
В главе сформулирована постановка задачи долгосрочного планирования режимов ЭЭС с ГЭС, характеризуются особенности метода динамического программирования в применении к этой задаче, предложен алгоритм реализации метода, позволяющий сократить трудоемкость расчетов, и приводятся сведения о программной реализации алгоритма. Решение этих вопросов позволяет утверждать о разработке методики долгосрочного планирования режимов ЭЭС.
Электроэнергетическая система состоит из множества элементов, которые обладают разнообразными свойствами и характеристиками. От того, насколько точно и детально моделируются данные характеристики, зависит точность и достоверность получаемого решения. При моделировании энергосистемы рассмотрены следующие ее основные составные части: тепловые электростанции; гидроэлектростанции; электрическая сеть.
Так как в работе рассматривается долгосрочный период регулирования, то учитывать ограничения по мощности в отдельных элементах ЭЭС представляется мало актуальным. Вместо этого учитываются ограничения по выработке, потреблению и перетокам электроэнергии.
Долгосрочный период регулирования (обычно год или несколько лет) разбивается на несколько более коротких интервалов времени. В общем случае интервалы могут иметь разную длительность. Для простоты изложения в работе рассматриваются интервалы одинаковой длины. Чаще всего в качестве таких интервалов берутся месяцы годового периода регулирования.
Анализ долгосрочного оптимального режима ОЭС Сибири
В данной ситуации топливные издержки на тепловых электростанциях резко снижаются. Наименее экономичные агрегаты тепловых станций отключаются. В качестве ценообразующих и замыкающих энергобаланс начинают выступать оставшиеся в работе экономичные агрегаты ТЭС. В результате цены на электроэнергию ГЭС значительно снижаются. В тех случаях, когда выработка ГЭС полностью вытесняет электроэнергию ТЭС, цены могут достичь значений, равных нулю (рис. 17).
В случае дефицита воды (маловодье) вышеизложенной ситуации не происходит: гидроэлектростанции работают в режиме заполнения водохранилищ; тепловые электростанции работают в балансирующем режиме. В результате резкого скачка цен на электроэнергию ГЭС в летние месяцы не наблюдается.
Таким образом, в замкнутой электроэнергетической системе со значительной долей электроэнергии, вырабатываемой за счет гидроэлектростанций, от характера приточности воды в водохранилища ГЭС зависит не только режим функционирования энергосистемы, но и уровень предельных (маржинальных) на электроэнергию. В зависимости от объемов ожидаемых гидроресурсов данные цены могут колебаться в значительной степени. В случае отсутствия централизованного управления режимами энергосистемы или экономических сигналов, стимулирующих гидроэлектростанции вести оптимальный режим, вследствие несогласованности их функционирования подобное колебание цен может быть еще сильнее. Подобное положение дел может привести к значительному дефициту электроэнергии и к возникновению кризисной ситуации, аналогичной кризису электроэнергетического рынка в Калифорнии в 2001 году [83, 84, 96, 100, 101, 102].
Из графиков, представленных на рисунках 13-17, видно, что цена электроэнергии, выработанной на гидроэлектростанциях ОЭС Сибири, значительно меняется в течение года и сильно колеблется от интервала к интервалу. Данное положение связано со следующими причинами: различными уровнями потребления и выработки электроэнергии в каждом интервале времени; различными запасами воды в водохранилищах, с которыми ГЭС подошли к началу временного интервала; различными объемами боковой приточности в водохранилища ГЭС; различными водохозяйственными требованиями и т.п.
Одним из основных факторов, влияющих на цену электроэнергии ГЭС в каком-либо интервале времени, является величина приточности воды в водохранилище в данном интервале периода регулирования.
В связи с этим целесообразно рассмотреть кривую цен на электроэнергию Иркутской ГЭС и приточность воды в ее водохранилище (рис. 18).
Из графиков видно, что цена на электроэнергию ГЭС обратно пропорциональна объему притекшей в водохранилище воды в данном интервале времени. При этом в зависимости от других сопутствующих условий функционирования энергосистемы колебания цен на электроэнергию ГЭС могут быть достаточно резкими или, наоборот, незначительными.
Как уже было отмечено выше, на цену электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях, в отдельно взятом интервале времени влияет множество факторов. Одним из факторов, оказывающих непосредственное влияние на цену электроэнергии, была названа приточность воды в водохранилища ГЭС в текущем временном интервале.
Вторым влияющим фактором является запас воды в водохранилище ГЭС на начало интервала. Для определения зависимости цены электроэнергии от запасов воды на начало интервала автором был проведен ряд расчетов, в которых для одной из гидроэлектростанций изменялся начальный запас воды при неизменных остальных условиях. В частности, для Иркутской ГЭС была получена следующая зависимость (рис. 19).
Зависимость, представленная на рис. 19, свидетельствует о том, что цена электроэнергии ГЭС в исследуемом интервале времени возрастает с уменьшением запасов воды в водохранилище ГЭС на начало данного интервала. Таким образом, чем больший объем энергоресурса (воды) запасен для производства электроэнергии, тем больший объем дорогой электроэнергии тепловых электростанций можно вытеснить, и, следовательно, цена электроэнергии будет падать. И, наоборот, чем меньше гидроресурсов имеется в наличии для производства электроэнергии на ГЭС, тем требуется привлекать либо большие объемы электроэнергии ТЭС, что ведет к увеличению цены, либо использовать многолетние запасы других ГЭС и уменьшать величину их суммарной выработки до конца периода регулирования.
