Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Проблемы исследования и управления системами электроснабжения, постановка задач диссертации 14
1.1 Современное состояние электроэнергетики России 14
1.2 Особенности систем электроснабжения в современных условиях и проблемы их функционирования 22
1.3 Активные потребители в концепции интеллектуальных систем электроснабжения 35
1.4 Методы оптимизации суточных режимов электроэнергетических систем и систем электроснабжения 43
1.5 Методы многокритериального выбора решений для обеспечения нормального функционирования систем электроснабжения и потребителей 49
1.6 Постановка задачи диссертации 54
1.7 Выводы по главе 1 55
ГЛАВА 2. Методические основы и методы координации суточных режимов систем электроснабжения и потребителей 57
2.1 Координация суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей - сценарный подход 57
2.2 Методика и математическая модель координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей, её модификации 60
2.3 Генетический алгоритм и его реализация 68
2.4 Метод определения компромиссного решения в процессе координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей 75
2.5 Выводы по главе 2 81
Глава 3. Исследования проблем координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей 82
3.1 Характеристика исследуемых систем электроснабжения разных типов потребителей 82
3.2 Верификация разработанного метода оптимизации при различных сочетаниях структуры системы электроснабжения 95
3.2.1 Верификация разработанного метода оптимизации для сценария 1 97
3.2.2 Верификация разработанного метода оптимизации для сценария II 100
3.2.3 Верификация разработанного метода оптимизации для сценария III 105
3.3 Проверка метода определения компромиссного решения в процессе координации суточных режимов систем электроснабжения и активных потребителей 113
3.4 Выводы по главе 3 120
Заключение 121
Список научных трудов автора 124
Список литературы 126
- Особенности систем электроснабжения в современных условиях и проблемы их функционирования
- Методы многокритериального выбора решений для обеспечения нормального функционирования систем электроснабжения и потребителей
- Методика и математическая модель координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей, её модификации
- Верификация разработанного метода оптимизации для сценария 1
Особенности систем электроснабжения в современных условиях и проблемы их функционирования
В ряде дефицитных или изолированных энергосистем (ОЭС Востока, якутская, магаданская, сахалинская, норильская энергосистемы) рыночные принципы не внедрены, из-за невозможности организовать конкуренцию. В этих энергосистемах тарифы на электрическую энергию по-прежнему регулируются органами власти.
Начиная с 2007 г., объёмы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом рынке по регулируемым ценам, начали планомерно уменьшаться [4]. С января 2011г. вся электрическая энергия на оптовом рынке продаётся по нерегулируемым (свободным) ценам, за исключением электрической энергии поставляемой населению.
В настоящее время реформирование энергетики (процесс перевода её на рыночные механизмы ценообразования) находится на завершающем этапе. В соответствии с федеральным законом "Об электроэнергетике" [5] изменена структура отрасли, созданы конкурентные рынки электроэнергии и мощности.
На территории России действует двухуровневый (оптовый и розничный) рынок электроэнергии (мощности). На оптовом рынке продавцами и покупателями являются генерирующие компании, операторы экспорта/импорта электроэнергии, энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики, сетевые компании (в части приобретения электроэнергии для покрытия потерь при передачи), крупные потребители [6]. Субъекты оптового рынка могут выступать как в роли продавцов, так и покупателей электроэнергии и мощности. Правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности регламентируются постановлением Правительства РФ [7] и Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Оптовый рынок электроэнергии функционирует на территории регионов, объединённых в ценовые зоны. В первую ценовую зону входят территории Европейской части России и Урала, во вторую - Сибирь. В неценовых зонах (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока), где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна, реализация электроэнергии и мощности на оптовом рынке осуществляется по регулируемым тарифам [6].
В изолированных энергосистемах, технологически не связанных с Единой энергосистемой России, оптовый рынок электроэнергии и мощности отсутствует, поставка электроэнергии осуществляется в рамках регулируемых розничных рынков.
На оптовом рынке осуществляется торговля двумя товарами -электроэнергией и мощностью. Мощность - особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требования к продавцу мощности поддержания в постоянной готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объеме, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника [8].
На оптовом рынке электроэнергии фиксируют несколько секторов, различающимися условиями заключения сделок и сроками поставки: сектор регулируемых договоров (РД), сектор свободных двухсторонних договоров (СДД), рынок на сутки вперёд (РСВ), балансирующий рынок (БР) [9].
С 2011г. в пределах ценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности РД заключаются только в отношении объемов электроэнергии и мощности, предназначенных для поставок населению, приравненных к населению групп потребителей, а также гарантирующим поставщикам, действующим на территории республик Северного Кавказа, Республики Тыва и Республики Бурятия. Цены (тарифы) на поставку электрической энергии и мощности по РД рассчитываются по определяемым федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов формулам индексации цен [3].
Объемы электроэнергии, которые не приобретаются по РД, покупаются по нерегулируемым ценам в рамках СДД, РСВ и БР.
В рамках СДД участники рынка самостоятельно определяют, с кем они будут заключать договоры, а также цены и объёмы поставки электроэнергии [8].
РСВ представляет собой проводимый коммерческим оператором ОАО "АТС" конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. ОАО "АТС" на основании принятых заявок рассчитывает цены для каждого узла расчётной модели с учетом потерь в сетях и системных ограничений. На РСВ осуществляется маржинальное ценообразование, т.е. цена определяется путём балансирования спроса и предложения и распространяется на всех участников рынка [8]. Для снижения рисков манипулирования ценами на РСВ введена система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых заявок - в соответствии с правилами торговли, в первую очередь удовлетворяются заявки на поставку электроэнергии с наименьшей ценой.
Объемы электроэнергии, реализуемые в рамках СДД и РСВ, формируют плановое потребление электроэнергии. Однако фактическое потребление неизбежно отличается от планового. Торговля отклонениями от планового производства или потребления осуществляется в режиме реального времени на балансирующем рынке [8]. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки ОАО "СО ЕЭС" проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности загрузки станций и требований системной надёжности.
С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого Системным оператором [6]. Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, получили возможность подавать заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную Федеральной службой по тарифам России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования. Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в каждой ценовой зоне несут солидарную ответственность за исполнение обязательств по предоставлению мощности.
Переходный рынок мощности обеспечил возможность реализации части мощности по нерегулируемым ценам, в рамках договоров купли-продажи электроэнергии и мощности (СДЭМ), в том числе на бирже, и купли-продажи мощности по результатам конкурентного отбора. Постановлением Правительства [10] утверждены изменения в Правила оптового рынка, обеспечивающие запуск модели долгосрочного рынка мощности (ДРМ). Как и в части торговли электроэнергией, с 2011 года по регулируемым договорам поставляется мощность только в объемах, необходимых для поставки населению и приравненным категориям потребителей.
В долгосрочном рынке конкурентный отбор мощности производится исходя из формируемого Системным оператором прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным, возможно проведение корректирующего конкурентного отбора.
Изменение законодательства и вступление в силу новых правил [2] повлекло за собой введение новых принципов функционирования розничных рынков электроэнергии.
На розничном рынке электроэнергии и мощности могут осуществлять деятельность следующие субъекты (участники рынка электроэнергии): потребители электрической энергии; исполнители коммунальных услуг, которые приобретают электрическую энергию для дальнейшей продажи ее гражданам, т.е. оказывают им коммунальные услуги; гарантирующие поставщики; независимые энергосбытовые компании и энергоснабжающие организации; производители электрической энергии на розничных рынках, которые не имеют статуса субъекта оптового рынка или по каким-либо причинам утратили этот статус субъекта оптового рынка; сетевые организации, а также владельцы объектов электросетевого хозяйства; ОАО "СО ЕЭС" [6].
Методы многокритериального выбора решений для обеспечения нормального функционирования систем электроснабжения и потребителей
Классические методы оптимизации стали использоваться при управлении режимами энергосистем еще в 20-е годы, однако особенно широкое применение современных методов начинается с 50-х годов прошлого столетия.
Основные подходы к управлению режимами производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в энергетических системах подробно изложены в основополагающих работах В.А. Веникова [54-56], В.И. Идельчика [56, 57], Х.Ф. Фазылова [58], В.М. Горнштейна [59], Л.А. Крумма [60, 61], А.А. Глазунова [62], В.В. Болотова [63].
Задаче суточной оптимизации энергетических режимов всегда уделялось большое внимание как в России, так и за рубежом. Достаточно подробный обзор таких отечественных работ по состоянию на начало 80-х годов приведён в [64]. При этом в качестве рассматриваемых методов решения поставленной задачи применяются: градиентный метод при учёте ограничений штрафными функциями, модификация линейного программирования, метод приведённого градиента для комплексной оптимизации мгновенных режимов.
В [65] автором разработаны алгоритмы оптимизации суточных режимов энергообъединений с использованием методов квадратичного (метод неопределённых множителей Лагранжа) и линейного программирования (двойственный симплекс-метод, метод учёта двусторонних ограничений), а также при их комбинированном использовании.
К СЭС во многом применимы аналогичные положения. К основным факторам, определяющим экономичность установившегося режима системы электроснабжения, можно отнести оптимальное распределение активной и реактивной мощности между генерирующими источниками, оптимальное распределение нагрузок между подстанциями и отдельными системами шин, выбор оптимальной схемы электроснабжения, оптимальное регулирование параметров режима, наиболее выгодное использование вторичных энергоресурсов. В качестве критерия оптимальности могут использоваться минимальные затраты на топливо на тепловых местных электростанциях, минимальная стоимость потерь электроэнергии в сетях при передаче активной и реактивной мощности и в синхронных машинах при выработке реактивной мощности, минимальные затраты на приобретение электроэнергии у энергоснабжающих организаций.
Каждая из сформулированных задач оптимизации режима с математической точки зрения сводится к задаче определения оптимального режима, другими словами отыскания экономического минимума затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии, в состав которого, как правило, входят нелинейные функции большого числа переменных.
Таким образом математическая формулировка задач управления режимами как ЭЭС, так и СЭС определяет применение для их решения методов нелинейного программирования. Среди наиболее распространенных из них можно выделить метод неопределенных множителей Лагранжа, различные модификации градиентного метода, метод Ньютона второго порядка и др.
Как показал анализ, использование данной группы методов в большинстве случаев является достаточно результативным, однако все они имеют ряд существенных недостатков, которые ограничивают область их применения и снижают эффективность. Например, метод Лагранжа хорошо работает для гладких унимодальных функций. В тех вариантах, когда вычисление производных по всем переменным не представляет серьезной проблемы, этот подход также является наиболее эффективным [54, 56, 66-68].
Однако стоит отметить, что метод Лагранжа обладает рядом существенных недостатков, что ограничивает область его применения. К ним можно отнести общий недостаток рассматриваемых методов нелинейного программирования -это требование дифференцируемости функции, что непосредственно отражается на вычислительных затратах на решение задачи, даже при возможности определения частных производных функции. Также метод Лагранжа не позволяет непосредственно учитывать ограничения в виде неравенств, что малохарактерно для задач электроэнергетики.
Главное преимущество градиентного метода перед методом Лагранжа заключается в том, что данный метод позволяет учитывать ограничения-неравенства [59]. Однако, наличие дополнительных преобразований при учете ограничений в виде неравенств можно отнести к недостатку данного метода из-за громоздкости вычислений. Для этой цели предусмотрено использование совместно с базовым методом метода штрафных функций. Отдельно следует отметить сложную процедуру вычислений из-за дифференцирования целевой функции и, как следствие, трудоемкость ее реализации. Недостатком градиентного метода является и то, что он не гарантирует оптимальности найденного решения. Этот метод применим в унимодальных задачах, где целевая функция имеет единственный локальный экстремум.
Среди основных особенностей градиентного метода можно выделить то, что он работает достаточно быстро при решении задач оптимизации, хотя сходимость данного метода зависит от выбора начального приближения [59, 66-70].
Из всех итерационных алгоритмов метод Ньютона второго порядка является достаточно точным, универсальным, характеризуется высоким быстродействием [69-71]. В то же время метод очень плохо работает при неудачных начальных приближениях, а также объём вычислений в методе Ньютона на каждом шаге значительно больше, чем, например, в методах первого порядка.
В последние несколько десятилетий получили развитие методы аппроксимирующего и сепарабельного программирования [72]. Данные методы предусматривают аппроксимацию целевой функции отрезками кривых и сведение исходной задачи к совокупности задач линейного программирования. В работах О.Т. Гераскина [73-76] предложен целый ряд методов оптимизации режимов энергосистем: комплексный и обобщённый симплексный методы нелинейного программирования, модифицированный метод Ньютона с аппроксимацией матрицы Гессе, метод сопряжённых приведённых градиентов. Методы учитывают все виды ограничений, а также овражность целевой функции. Во всех методах применяется аналитическое описание целевой функции или аппроксимация её каким-либо из полиномов.
В работах [77, 78] авторы представляют новый подход к решению задач оптимизации установившихся режимов энергосистем, основанный на применении дробно-полиноминальных зависимостей режимных параметров от параметров элементов схемы электрической сети. По мнению авторов, данные зависимости позволяют существенно ускорить расчёт, что в свою очередь даёт возможность получать решение оптимизационных задач в режиме реального времени.
Методика и математическая модель координации суточных режимов системы электроснабжения и потребителей, её модификации
Тогда технологическая схема завода может быть представлена в формализованном виде как показано на рисунке 3.2. Формализованная технологическая схема завода позволяет соответствующим образом сгруппировать электроприемники, обслуживающие каждое технологическое звено, и определить потребляемую мощность каждого звена - Р и мощность завода в целом Р при нормальном режиме работы. Из таблицы 3.1 видно, что нагрузка технологических звеньев ТЗ-2 и ТЗ-3 составляет около 80% от потребляемой мощности завода. Очевидно, что электроприемники этих звеньев более всего подходят для решения задачи управления нагрузкой предприятия, если при этом не нарушается технология производства. Концентрат
Для выбора звеньев, которые позволяют регулировать их электропотребление, требуется провести тщательный анализ технологических процессов, в них осуществляемых, и электроприемников, их обслуживающих.
Процессы подготовки шихты, которые вошли в ТЗ-1, обслуживают электроприемники, являющиеся электроприводом различных механизмов. Возможность иметь запас продукции этого звена (шихты), позволяет при отключении его электроприемников от системы электроснабжения другим ТЗ работать в обычном режиме в течение времени, определяемом объемом накопителя Нп-1. Поэтому электроприемники этого звена могут быть включены в регулируемую нагрузку предприятия. Однако, как видно из таблицы 3.1, потребляемая ими мощность невелика и составляет не более 5% от мощности завода.
ТЗ-2 объединяет жестко технологически связанные переделы. Продукцией этого звена являются анодная медь и серная кислота, которые также можно накапливать в Нп-2. Потребляемая электрическая мощность этого звена является наибольшей и составляет почти 54% от мощности завода. Она складывается из мощности, расходуемой на плавку шихты (технологическая нагрузка), и мощности электроприводов вспомогательных механизмов и агрегатов.
Мощность, потребляемая электроприводами всех вспомогательных механизмов, обслуживающих печи, конвертеры, разливочные машины отключению и переносу нагрузки не подлежит, ограничение электроснабжения также нежелательно. В регулируемую нагрузку этого звена может быть включена частично лишь мощность, расходуемая непосредственно на плавку шихты. Важно отметить, что технология плавки позволяет полное отключение печей на время 3,5 - 4 часа. Таким образом предельная регулируемая мощность этого звена будет определяться числом работающих на заводе руднотермических печей (п) и их номинальной мощностью (Рп).
Предельная продолжительность ограничения мощности этого звена составляет trl = 4 часа. ТЗ-3 объединяет электроприемники цеха электролитического рафинирования (электролизеры) и купоросного отделения (двигатели привода насосов для перекачки электролита). Кратковременное отключение (3-4 часа) электролизеров при подогреве раствора дополнительным теплоисточником не приводит к серьезным экономическим последствиям. Недовыпуск продукции (катодной меди) определяется в основном временем отключения ванн. Отключать насосы для перекачки подогретого электролита при этом нецелесообразно, поскольку они обеспечивают перемешивание раствора в ваннах, не допуская его расслоения.
Предельная регулируемая мощность этого звена определяется числом выпрямительных агрегатов (т) и их номинальной мощностью (Рт). Предельная продолжительность ограничения мощности третьего звена также не должна превышать tr2 = 4 часа. ТЗ-4 включает в основном специальные электропечи для переплавки катодной меди, которые могут быть отключены на время, требуемое для восполнения в бездефицитный период. Однако, как видно из таблицы 3.1, потребляемая мощность этого звена невелика ( 2,0 - 2,5% от мощности завода). Поэтому её включение в состав регулируемой мощности завода Р не целесообразно. Таким образом, анализ показывает, что на рассматриваемом предприятии в состав управляемой нагрузки (ранжированный список) необходимо включить электроприемники 2-го и 3-го технологических звеньев: руднотермические печи и электролизные ванны, суммарная мощность которых составляет 50 МВт. Данные электроприёмники могут создавать запас продукции в часы времени с меньшей ставкой тарифа.
Исследование сценария II проведём на примере нефтеперерабатывающего цеха. Данный сценарий предполагает не только возможность минимизации затрат потребителя за счёт управления его электропотреблением, но и минимизацию затрат за счёт уменьшения потерь электроэнергии в принадлежащей ему электрической сети.
Электроснабжение цеха осуществляется от ПС-35/6 кВ. Питание подается по одноцепной ВЛ-6 кВ на четыре трансформаторные подстанции (ТП) цеха с трансформаторами общей мощностью 3720 кВА. В таблице 3.2 приведены основные характеристики трансформаторов. На напряжении 0,4 кВ в ТП установлены автоматически регулируемые установки компенсации реактивной мощности низкого напряжения. В таблице 3.3 приведены технические характеристики этих установок.
Электрическая сеть 6 кВ цеха представляет собой совокупность воздушных и кабельных линий. ВЛ-6 кВ подает питание от ПС-35/6 кВ на ТП-1 и далее идет разводка на все остальные ТП кабельными линиями. В таблице 3.4 представлены основные технические характеристики кабельных и воздушной линии электрической сети цеха. Схема электроснабжения цеха представлена на рисунке 3.3.
Верификация разработанного метода оптимизации для сценария 1
Вычисляются затраты, которые понесёт ЭСО в случае дополнительной покупки электроэнергии. Из рисунка 2.8 определим, что величина дефицитной мощности равна АР =273 кВт, суточный объём привлекаемой электроэнергии Wd=6\5 кВт-ч. Дополнительные расходы связаны с тем, что дефицит электроэнергии в пиковые часы вынуждает ЭСО покупать необходимую электроэнергию на балансирующем рынке, где цена выше и менее предсказуема. Так, стоимость привлекаемой электроэнергии (Cd) увеличена на 12% от средней стоимости электроэнергии на оптовом рынке в часы максимума нагрузок [117]. Средняя стоимость электроэнергии на оптовом рынке в часы максимума нагрузок равна 1587,4 руб./МВт-ч. Вычислим затраты ЭСО на покупку необходимой электроэнергии по выражению определяется прибыль ЭСО с учётом понесённых ею затрат на покупку электроэнергии у сторонних источников по (2.18). Так, итоговая прибыль (полезность) ЭСО при устранении дефицита мощности за счёт привлечения сторонних источников генерирования составит 1043,0 руб.
Результаты торгов с потребителем при устранении дефицитной ситуации у ЭСО, а также получаемую от этого итоговую прибыль ЭСО, которая определяется в соответствии с выражением (2.19.1) и выручку потребителя представим в виде таблицы 3.30. Выручка последнего определяется как разность величин платы потребителя за электроэнергию (мощность) ЭСО до и после переноса мощности с учётом величины скидки предоставляемой ЭСО. Т.к. потребитель А2 не участвует в торгах, то прибыль получаемая ЭСО от потребителя А2 остаётся постоянной на протяжении всего процесса торгов. Предположим, что потребитель А} согласился использовать весь свой потенциал к регулированию собственного графика нагрузки, который составил Рг=360 кВт.
При этом график нагрузки ЭСО после торгов с потребителем А} примет вид, представленный на рисунке 3.10. Из рисунка 3.10 видно, что полностью справиться с дефицитной ситуацией за счёт привлечения потребителя ЭСО не удалось: величина дефицитной мощности стала равна АР =71,25 кВт, суточный объём привлекаемой электроэнергии 1 =35,6 кВт-ч, что значительно меньше исходного дефицита электроэнергии у ЭСО.
Затраты, которые понесет ЭСО на покупку необходимой электроэнергии у сторонних источников в этом случае определяются по (3.2) и составят 63,3 руб.
В результате торгов были найдены значения, удовлетворяющие обоих участников торгов. По дифференцированному тарифу компромиссное решение было достигнуто на скидке ЭСО в 30%. Получаемая при этом итоговая прибыль ЭСО согласно (2.18) составила 1 667 руб. Это больше значения прибыли, получаемой ЭСО при привлечении сторонних источников: 1667 руб. 1043 руб. Для потребителя при этом суточная прибыль составила 1734 руб.
По двухставочному тарифу компромиссное решение было найдено на скидке ЭСО в 10%. Итоговая прибыль ЭСО согласно (2.18) составила 1 722 руб. Это также больше значения прибыли, получаемой ЭСО при привлечении сторонних источников генерирования: 1722 руб. 1043 руб. Для потребителя суточная прибыль в этом случае составила 4 048 руб.
Вернёмся к проверке условия совместимости (2.21) и условия участия (2.22). Ранее было определено, что потребитель А2 выбрал двухставочный тариф, т.к. плата по данному тарифу для потребителя меньше, чем плата по дифференцированному тарифу. В торгах принять участие он отказался, т.к. не имеет потенциала к регулированию собственного графика электропотребления, данный потребитель представляет из себя потребителя, относящегося ко второй категории электроприёмников по надёжности электроснабжения (поликлиника, санаторий-профилакторий).
Потребитель Aj согласился участвовать в торгах, т.к. обладает приблизительным по величине потенциалом, необходимым для устранения дефицитной ситуации у ЭСО. Потребитель А\ относится к третьей категории электроприёмников по надёжности электроснабжения (комбинат студенческого питания, общежития). Ранее, до торгов с ЭСО, потребителю было выгоднее 118 осуществлять расчёт по двухставочному тарифу, в процессе торгов ситуация не изменилась. Условия совместимости и участия для потребителя Aj примут вид [/,(/(Л)) /,(/(4)), V.(/(4)) o, где у и f - двухставочный и дифференцируемый тарифы, полученные в результате торгов ЭСО с потребителем А\.
Оба потребителя предпочитают двухставочный тариф, что является недопустимым в теории контрактов с ассиметричной информацией, в данном случае это может повлечь за собой сужение рынка реализуемых сделок по дифференцированному тарифу. Процесс торгов ситуации не изменил. Что говорит о несовершенстве на сегодняшний день формирования дифференцированных тарифов для реализации договорных отношений между ЭСО и потребителем. (Если сравнить между собой значение ставок дифференцированного тарифа в 2012 и 2013гг. представленных в таблице 3.19, в 2013г. видна разница в увеличении ставки пиковой зоны непропорционально увеличению ставки полупиковой и ночной зон. Однако, очевидно, что данное увеличение не изменило ситуации).
Однако, торги показали, что справиться с дефицитной ситуацией ЭСО выгоднее за счёт привлечения потребителя и нахождения с ним компромиссного решения, удовлетворяющего обе стороны. Для потребителя расчёт по двухставочному тарифу, определённому в процессе торгов, приносит большую прибыль. Данная прибыль может компенсировать затраты потребителя, связанные с перестройкой режима работы и регулированием графика нагрузки, и, возможно даже, получить ему некоторый бонус.
