Обоснование развития региональных энергетических систем в условиях множественности интересов : На примере электроэнергетики Дальнего Востока Авдеев Валентин Алексеевич

Содержание к диссертации

Введение

2. Современные условия развития и функционирования региональных электроэнергетических систем. проблемы и новые требования к управлению развитием ЭЭС

3. Методические вопросы комплексного анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем 22

3.1. Множественность интересов в развитии электроэнергетических систем в современных условиях 22

3.2. Обзор методов многокритериального анализа решений по развитию сложных систем 31

3.3. Основные положения методологии анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в условиях множественности интересов 41

4. Анализ существующего состояния и проблем развития электроэнергетических систем дальнего востока 53

4.1. Краткая характеристика экономики Дальнего Востока 53

4.2. Состояние электроэнергетических систем Дальнего Востока 58

5. Анализ перспективных стратегий развития ОЭС востока 76

5.1. Методика исследований. Принятые предпосылки 76

5.2. Характеристика анализируемых стратегий развития ОЭС Востока 88

5.3. Расширенное гидроэнергетическое строительство и стабилизация энергоснабжения на Дальнем Востоке 94

5.4. Анализ и выбор рациональных стратегий развития ОЭС Востока 105

Заключение 120

Литература 124

Приложение

• Методические вопросы комплексного анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем
• Обзор методов многокритериального анализа решений по развитию сложных систем
• Состояние электроэнергетических систем Дальнего Востока
• Характеристика анализируемых стратегий развития ОЭС Востока

Введение к работе

Энергетический комплекс Дальнего Востока, как в целом и вся энергетика России, находится в периоде реформирования. Принимая во внимание его особенности, обусловленные и географическим расположением, и энерготехнологическими, и экономическими условиями, следует отметить, что функционирование и развитие энергетики такого региона, как дальневосточный, являются процессами, стабильность которых весьма условна. До недавнего времени, да и в настоящий период Дальний Восток однозначно относился к «критичным» регионам, энергетический комплекс которых не обеспечивал требуемой надежности и стабильности снабжения теплом и электроэнергией своих потребителей - промышленность и даже население.

Лишь огромные финансовые вложения в энергетику региона со стороны РАО «ЕЭС России» (2001 год - свыше 13 млрд. рублей) позволили сохранить устойчивое энергообеспечение в зиму 2001/2002 гг. В ближайший период, до ввода в эксплуатацию Бурейской ГЭС, перспективы функционирования энергетики региона также не однозначны.

Объемы изношенного энергетического оборудования на Дальнем Востоке (электрические станции и сети) достигают до 60 % от имеющегося состава. Топливообеспечение электрических станций почти на 80 % базируется на угле, остальное - газ и нефтетопливо. Доля гидроресурсов в топливно-энергетическом балансе - не более 19 %.

В связи с этим, в условиях перехода к рыночным отношениям, в условиях реформирования и изменения форм собственности в энергетике, и, как следствие, усложнения управляемости энергетикой, задача стабилизации энергообеспечения промышленности и остальных отраслей экономики Дальнего Востока становится задачей сохранения энергетической безопасности региона. То же самое относится и к перспективам развития (сохранения) энергетики. Обеспечение условий устойчивого энергообеспечения является важнейшим фактором экономического развития Дальнего Востока России, определяющим пути интеграции его в экономическое пространство стран Северовосточной Азии. Поэтому выбор и обоснование вариантов развития энергетики фактически определяет и гарантирует, в случае его технической и экономической эффективности, экономическое развитие региона в целом.

Это определяет актуальность выполненных в работе исследований различных стратегий развития электроэнергетики Дальнего Востока.

За последнее десятилетие XX века коренным образом изменились условия хозяйствования в экономике России, условия функционирования и развития систем энергетики.

В результате прошедшей приватизации и акционирования сложилась новая сложная и разнообразная структура собственности в электроэнергетике, характерная для стран с развитой рыночной экономикой. Изменение форм собственности привело к изменению приоритетов хозяйственной деятельности энергоснабжающих организаций, мотивов их поведения на региональных энергетических рынках, условий инвестирования в энергетику и к другим серьезным последствиям

Изменилась организационная структура и система управления региональными энергетическими системами. Процесс реформирования не закончен, нормативно-правовая основа функционирования энергосистем не устоялась. Существенно изменилась роль государства в управлении энергетикой. Возникли рынки энергетических ресурсов федерального и регионального уровней.

Существенно расширился состав субъектов, заинтересованных в развитии электроэнергетики, изменились их приоритеты и возможности влияния на процессы принятия решений.

Все это требует существенной модернизации теории и практики принятия решений по развитию региональных электроэнергетических систем (ЭЭС). Поэтому, разработка методических подходов к анализу перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в новых условиях с учетом множественности интересов заинтересованных сторон представляется актуальной.

Диссертация содержит основные результаты работ автора по проблемам развития региональных энергетических систем. Автор ряд лет непосредственно участвовал в формировании направлений развития электроэнергетики Дальнего Востока, играл ведущую роль в разработке ряда программ развития энергетики региона.

Диссертационная работа преследует следующие основные цели и решает следующие задачи:

Анализ существующей практики формирования и принятия решений по развитию региональных электроэнергетических систем;

Разработка методических подходов для анализа перспективных направлений развития ЭЭС в современных условиях с учетом множественности интересов сторон, заинтересованных в развитии электроэнергетики;

Анализ существующего состояния и проблем развития электроэнергетики Дальнего Востока;

Анализ возможных стратегий развития электроэнергетики Дальнего Востока на базе предложенных методических подходов.

Научная новизна предлагаемого подхода к решению поставленных проблем заключается в:

Пересмотре традиционных подходов к обоснованию решений по развитию региональных энергетических систем и формировании основных методических положений учета множественности интересов при обосновании решений при анализе перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем;

Анализе эффективности различных практически реализуемых стратегий развития электроэнергии Дальнего Востока с учетом множественности интересов;

Предложениях по стратегии расширенного гидроэнергетического строительства в энергетике Дальнего Востока на основе современных технологий сооружения гидроэнергетических объектов.

Использование результатов работы в практическом плане может способствовать повышению качества и достоверности принимаемых решений по развитию региональных энергетических систем России.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Во введении дается обоснование актуальности работы, определяются цели и задачи исследования, формулируется научная новизна исследований и положения, выносимые на защиту.

В первой главе анализируются современные условия развития и функционирования региональных энергетических систем. Дается характеристика произошедших изменений за последнее десятилетие, анализируются ход и последствия реформирования в электроэнергетике России, сложившиеся новые условий развития и функционирования энергетических систем. Делается вывод о необходимости корректировки методологии, теории и практики принятия решений по развитию региональных энергетических систем.

Вторая глава посвящена методическим вопросам комплексного анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем.

В главе дается характеристика состава различных субъектов, заинтересованных в развитии электроэнергетики, описываются их цели, интересы и критерии оценки принимаемых решений.

Приводится краткий анализ формализованных методов принятия решений в условиях многокритериальности. Показывается, что возможности применения формализованных методов в реальной практике принятия решений в электроэнергетике существенно ограничены.

Далее излагаются основные положения методического подхода автора для анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в условиях множественности интересов. Этот подход, предполагает выполнение в процессе обоснования и принятия решений некоторых специфических этапов, в частности, этапа согласования интересов заинтересованных сторон.

В третьей главе дается анализ существующего положения и проблем развития электроэнергетики Дальнего Востока. Приводится краткая характеристика геополитического положения региона Дальнего Востока и его экономики. Анализируется текущее состояние энергетических систем Дальнего Востока и проблемы их функционирования в составе топливно-энергетического комплекса региона. Наконец, формулируются основные проблемы развития электроэнергетических систем Дальнего Востока.

Четвертая глава содержит анализ перспективных стратегий развития объединенной энергетической системы (ОЭС) Востока.

В первой части главы конкретизируется принятая методика исследований, формулируются принятые исходные положения и предпосылки последующего анализа.

Далее, дается характеристика возможных стратегических направлений развития ОЭС Востока, описываются рассматриваемые варианты развития системы.

Для стратегии расширенного гидроэнергетического строительства даются предложения по ее реализации на основе современных технологий поточного гидроэнергетического строительства с использованием наплавного метода сооружения энергетических объектов. Анализируются возможности использования этой технологии на Дальнем Востоке.

Наконец, завершается глава анализом различных стратегий развития ОЭС Востока с учетом множественности интересов различных заинтересованных сторон. Рассматриваются достоинства и недостатки четырех основных стратегий («базовой», «угольной», «гидроэнергетической» и «атомной»). Делается вывод о целесообразности ориентации на «гидроэнергетическую» стратегию, как в наибольшей степени соответствующую интересам большей части заинтересованных сторон.

В заключении формулируются основные результаты и выводы диссертационной работы, предложения по дальнейшему развитию исследований.

В приложения вынесены таблицы с результатами расчетов по анализу стратегий развития ОЭС Востока.

На защиту выносятся следующие положения:

3. Анализ существующих методических принципов обоснования решений по развитию региональных электроэнергетических систем и необходимость в современных условиях учета множественности интересов заинтересованных сторон.

4. Методические рекомендации к процессу обоснования перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в условиях множественности интересов.

5. Анализ возможности и эффективности, предложения по организации и технологии гидроэнергетического строительства на Дальнем Востоке.

6. Результаты анализа и предложения автора по перспективным стратегиям развития электроэнергетики юга Дальнего Востока.

Основные результаты работ автора в плане диссертации опубликованы в статьях и докладах ряда конференций.

Отдельные вопросы и этапы работ докладывались и обсуждались на конференциях разного уровня, отраслевых совещаниях по развитию электроэнергетики Дальнего Востока, на Ученом Совете Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева и др.

Практические результаты работы нашли отражение в «Схеме развития ЕЭС и ОЭС России до 2010 года», «Схеме развития ОЭС Востока до 2010 года» и других документов проектного и программного характера и используются в практике.

2. СОВРЕМЕННЫЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ И ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ. ПРОБЛЕМЫ И НОВЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К УПРАВЛЕНИЮ РАЗВИТИЕМ ЭЭС.

Переход экономики России в последнее десятилетие XX века к рыночной модели хозяйствования привел к коренному изменению условий функционирования и развития систем электроснабжения страны в целом и ее регионов. В новых, более сложных условиях работают и электроэнергетические системы Дальнего Востока [ 1-7 и

ДР-]-

Кардинально изменились формы собственности в электроэнергетике. В результате прошедшей приватизации и акционирования сложилась сложная и разнообразная структура собственности, характерная для стран с развитой рыночной экономикой.

На рынке действуют предприятия всех форм собственности: государственной, коллективной (акционерной) и частной. Это касается как производителей, так и потребителей электрической и тепловой энергии.

Наиболее распространена акционерная форма собственности, в которой владельцами акций являются и государство, и частные юридические и физические лица. Акционерная форма собственности в определенной мере способствует сближению интересов различных субъектов рынка вследствие смешения их акционерного капитала. Так, например, крупные потребители энергоресурсов часто имеют солидный пакет акций производителей и тем самым возможность воздействия на их ценовую политику.

В электроэнергетике в настоящее время в плане собственности весьма сильно влияние РАО «ЕЭС России». Подавляющая часть региональных АО-энерго, за редкими исключениями, является либо дочерними компаниями РАО, либо РАО имеет в них контрольный пакет акций. Практически все производители электроэнергии на федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности - дочерние предприятия РАО. В то же время контрольный пакет акций (52,6% на 01.01.1999) самого РАО «ЕЭС России» принадлежит государству [ 8 ].

Так, по состоянию на 01.01.1999 РАО «ЕЭС России» владеет порядка 49% акций региональных энергетических компаний, входящих в ОЭС Востока. Крупнейшие электростанции региона (Зейская ГЭС и Приморская ГРЭС), составляющие 39% установленной мощности ОЭС Востока, являются дочерними предприятиями РАО с долей РАО в уставном капитале более 50%. Доля голосов РАО в совете директоров этих региональных компаний - 55-65%, электростанций - более 50%.

Основные межсистемные линии электропередач также принадлежат РАО. Все это определяет решающую роль центра в определении стратегии развития электроэнергетики Дальнего Востока.

Предприятия атомной энергетики в России полностью находятся в собственности государства. В сфере теплоснабжения основными видами собственности являются акционерная и муниципальная.

Среди потребителей имеет смысл выделить категорию бюджетных потребителей, средства для функционирования которых формируются из бюджетов разных уровней. Для оплаты потребляемой энергии этих потребителей применяются специальные схемы финансирования, предусматривающие введение норм и лимитов на потребление топлива и энергии.

Для льготных потребителей энергии (население, сельское хозяйство и др.) предусматривается компенсация части затрат производителям электрической и тепловой энергии из средств соответствующих бюджетов.

Следует также выделить категорию крупных энергоемких потребителей, которые с одной стороны, чувствительны к колебаниям цен и тарифов на энергоресурсы, а с другой - часто имеют возможности инвестирования в энергетические объекты.

В будущем отношения собственности в энергетике могут изменяться, в результате чего количественные соотношения различных форм собственности для конкретных субъектов будут изменяться.

Изменение форм собственности в энергетике привело к изменению приоритетов хозяйственной деятельности

энергоснабжающих организаций, мотивов их поведения на региональных энергетических рынках, условий инвестирования в энергетику и другим серьезным последствиям.

Возникли, в частности, дополнительные проблемы, связанные с тем, что разные звенья (разные виды генерирующих источников, электрические сети) технологически единых систем электроснабжения могут принадлежать разным собственникам, преследующим свои интересы.

Одной из целей реформирования в экономике России была либерализация производства. Либерализация в электроэнергетике призвана создать максимально свободную конкурентную среду в сфере производства и реализации энергии. Расширение конкуренции потенциально способствует снижению издержек производства и распределения энергии. Однако в электроэнергетике «свободный рынок» в силу естественного монополизма отрасли невозможен. Регулирующая роль государства сохранилась и в настоящее время.

Следует учитывать при этом, что некоторые топливоснабжающие отрасли (в частности, угольная промышленность, что очень важно для региона Дальнего Востока) государством не регулируются. В целом региональным энергетическим компаниям приходится работать в условиях регулируемого рынка, притом, что их поставщики и потребители свободны от государственного регулирования вообще, либо регулируются государством в различной степени.

Нормативно-правовая основа функционирования

энергетических рынков в России не устоялась. Предусматриваются дальнейшие шаги по реформированию электроэнергетики и смежных отраслей (газовая промышленность, железнодорожный транспорт и др.). Роль государства в создании эффективной правовой системы и контроля над ее функционированием трудно переоценить.

Реформы в энергетике привели к изменениям в организационной структуре и системе управления региональными электроэнергетическими системами. Структура предприятий электроэнергетики усложнилась за счет создания холдинговой компании РАО «ЕЭС России», формирования региональных акционерных обществ электроэнергетики (АО-энерго), создания ряда дочерних предприятий (АО-электростанции) энергетических компаний, аппарата региональных представителей РАО «ЕЭС России» и др. Этот процесс изменений будет продолжаться и в будущем.

Переход от централизованной системы управления экономикой России к рыночным формам хозяйствования привел к разрушению старых форм организации работы энергетических компаний, в частности к демонтажу централизованных схем материально-технического снабжения и топливоснабжения генерирующих источников. Практически сведены к минимуму возможности финансирования сооружения энергетических объектов за счет бюджета. Во многом разрушены системы централизованного финансирования научно- исследовательских работ, существенно ослаблена сложившаяся ранее система проектирования развития электроэнергетических систем.

В тоже время в процессе управления развитием и функционированием электроэнергетических систем существенно повысилась роль органов власти федерального и регионального уровней, регламентирующих уровни отпускаемых тарифов на электрическую и тепловую энергию, влияющих на принятие решений о сооружении объектов большой энергетики. Выросла и роль и влияние общественных органов, потребителей энергии, населения - также получивших возможность оказывать влияние на процессы принятия решений в энергетике.

Прямым следствием реформ в экономике России явилось создание множества рынков энергетической направленности.

Сформирован федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), функционируют региональные розничные рынки электрической энергии, образовались рынки топлива для электростанций, энергетического оборудования, строительно- монтажных работ, технических услуг и другие. Проявляется и в будущем усилится тенденция интеграции региональных рынков электроэнергии, тепла и топлива в единый региональный энергетический рынок. Как указывалось выше, эти рынки в той или иной мере регулируются государством.

В настоящее время в состав участников основных для энергетических систем региональных рынков электроэнергии входят:

РАО «ЕЭС России»,

региональные АО-энерго,

АО-электростанции - дочерние предприятия РАО и региональных АО-энерго,

блок-станции - электростанции других ведомств,

потребители электроэнергии (крупные и мелкие, бюджетные, льготные и т.д.).

В большинстве региональных энергетических систем России большую долю электростанций по установленной мощности составляют ТЭЦ. Условия функционирования ТЭЦ и теплового хозяйства в целом за последнее десятилетие существенно изменились. В процессе приватизации и акционирования ТЭЦ и их магистральные тепловые сети, как правило, остались в региональной энергетической компании. В тоже время котельные со своими тепловыми сетями и распределительные сети оказались в муниципальной собственности. Это привело к искусственному разделению систем централизованного теплоснабжения по видам собственности. Единых органов управления такими системами на уровне регионов и населенных пунктов не создано, что приводит к безответственности за теплоснабжение потребителей. Положение осложняется кризисным финансовым состоянием муниципальных объектов теплоснабжения, запущенностью и плохим техническим состоянием муниципальной энергетики, особенно тепловых сетей. Кризисные явления энергетики многих областей Дальнего Востока во многом определяются именно неблагополучной ситуацией в сфере теплоснабжения.

Новые условия хозяйствования в экономике России способствовали проявлению ряда других новых тенденций в условиях функционирования и развития электроэнергетических систем:

1. Коренное изменение хозяйственно-

производственных и социально-бытовых условий в России за последнее десятилетие привело к появлению долговременных проблем неплатежей, бартера, платежеспособного спроса и т.д. Эти проблемы, решаемые с большим трудом и длительное

время, весьма существенно влияют на функционирование региональных энергетических систем, приводя, в частности, к росту отключений пользователей электрической и тепловой энергии, искажению ценовых и финансово-экономических показателей работы энергосистем, экономической дезориентации производителей и потребителей энергии.

3. В условиях снижения жизненного уровня населения усиливается социальная роль электроэнергетики как инфраструктурной отрасли. Стремление региональных органов власти с целью стабилизации социального положения населения к снижению тарифов на электрическую и тепловую энергию приводит к перекрестному субсидированию групп потребителей, к занижению сверх допустимого общего уровня тарифов, не обеспечивающих самофинансирования энергетических компаний и к другим негативным последствиям. В различных регионах России это проявляется по-разному, на Дальнем Востоке наиболее острая ситуация в связи с низкими тарифами сложилась в Дальневосточной энергосистеме. Так по данным [8] на первое полугодие 1999 г. средний отпускной тариф потребителям Дальэнерго составил 40,79 коп/кВтч при себестоимости производства электроэнергии 46,0 коп/кВтч. Компания в 1998-1999 годах работала с убытками, рентабельность выручки от реализации по чистой прибыли была отрицательной и составила -1,4%.

4. Общемировая тенденция глобализации экономики в сочетании с большей открытостью энергетического сектора экономики России создают возможность проникновения иностранного капитала на региональные энергетические рынки, включая создание собственных генерирующих мощностей или скупку действующих электростанций, строительство крупных энергопотребляющих предприятий, массовой поставки энергетического оборудования и пр. Конкурируя с отечественными энергетическими компаниями, крупные транснациональные корпорации способны оказывать существенное влияние на развитие региональных энергетических систем в России.

5. Значительный относительный рост транспортных тарифов на топливо для электростанций и рост монополизма в топливоснабжающих отраслях усиливают тенденцию диверсификации по видам используемого топлива в региональных энергетических системах; в наибольшей степени это проявляется в отдаленных регионах страны, в частности на Дальнем Востоке. Доля дальнепривозного органического топлива за последнее десятилетие существенно возросла и составила около 36% (в 2001 г.) используемого топлива, при этом транспортная составляющая в цене привозного топлива достигла 60%. Для электростанций ОЭС Востока доля привозного топлива доходила до 48%. (в 2000 г.) [8].

6. Изменились требования к надежности и качеству энергоснабжения. С одной стороны крупные потребители предъявляют повышенные требования к надежности энергоснабжения своих предприятий, с другой стороны - сложное финансовое положение ряда региональных энергосистем (вследствие неплатежей, заниженных тарифов и пр.) вынуждает их к отключению потребителей. Важным показателем, напрямую влияющим на надежность

энергоснабжения становится, наряду с соответствующими технологическими резервами, уровень оплаты за электрическую и тепловую энергию и соответственно возможность закупки топлива для электростанций. В наибольшей степени это характерно для энергетических систем Дальнего Востока, где основная масса отключений потребителей обусловлена именно этими причинами, а не технологическими ограничениями.

6. С ростом демократии и гласности в России существенно изменилось отношение населения и общественности к нарушениям природной среды в результате функционирования электроэнергетики. Чернобыльская катастрофа привела к стойкому негативному отношению населения к атомной энергетике в целом и к сооружению атомных электростанций в частности. Строительство ряда этих электростанций было заморожено. В связи с большим вниманием к отрицательным последствиям строительства крупных ГЭС в России фактически отказались от сооружения крупных ГЭС с гигантскими водохранилищами, принятию решений о сооружении новых энергетических объектов предшествует их обязательная тщательная экологическая экспертиза. На решения по вводу энергетических объектов существенное влияние оказывают общественные организации, средства массовой информации, региональные органы государственной власти, заинтересованные в сохранении природной среды в своем регионе.

Изложенные выше изменения экономического уклада в России приводят к росту неопределенности исходной информации о перспективных условиях развития электроэнергетических систем, как в силу большей неопределенности, характерной для рыночных условий, так и в силу ряда дополнительных факторов. Среди них - закрытие данных о деятельности региональных энергетических компаний и потребителей (коммерческая тайна), реформирование органов государственной статистики, рост платы за доступные информационные ресурсы и др.

Процесс реформирования энергетики России протекает с разными темпами в различных регионах страны и отраслях энергетики. При осуществлении дальнейших шагов необходимо учитывать технологическую и социально-экономическую специфику регионов и соответствующих региональных энергосистем, в частности энергосистем Дальнего Востока.

Как будет показано дальше, основные характерные черты электроэнергетики Дальнего Востока, учет которых необходим в процессе дальнейшего реформирования, следующие:

большая удаленность региональных энергетических систем друг от друга при слабых электрических связях между ними;

наличие ряда изолированных от ОЭС Востока региональных энергосистем и энергетических узлов;

весьма большие масштабы перекрестного субсидирования потребителей электроэнергии;

отсутствие условий для конкуренции между генерирующими мощностями энергосистем.

Все это требует применения различных и отличных от применяемых в европейской части России подходов к реформированию энергетики различных регионов Дальнего Востока, в том числе различных для изолированных энергетических систем и систем, входящих в ОЭС Востока.

Таким образом, условия функционирования и развития электроэнергетики регионов и энергосистем Дальнего Востока, в частности, кардинально изменились. Усложнились проблемы управления электроэнергетическими системами. Все это требует существенной модернизации теории и практики принятия решений по развитию региональных энергосистем. Этим вопросам посвящена следующая глава работы.

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ

РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

3.1. Множественность интересов в развитии электроэнергетических систем в современных условиях

Как было показано в главе 2 (см. также [9-11]), проблемы управления функционированием и развитием региональных электроэнергетических систем в современных условиях существенно усложнились.

Принципиальное важнейшее отличие от действовавшей ранее системы централизованного управления - кардинальное изменение роли государства в процессе управления электроэнергетикой. Прямое директивное управление сменилось использованием косвенных экономических, правовых и нормативных методов управления. На процесс управления развитием региональных энергетических систем существенное влияние оказывают и многие другие субъекты отношений, имеющие собственные интересы. Рассмотрим это более подробно.

Как указывалось в главе 2, региональная энергетическая система является субъектом ряда энергетических рынков: электроэнергии, топлива и др.

Так на оптовом и розничном рынках электроэнергии в соответствии со сложившейся технологической структурой производства, распределения и потребления электроэнергии взаимодействуют друг с другом:

1) производители электроэнергии:

региональные энергетические компании (АО- энерго);

1. атомные электростанции министерства атомной

энергетики;

2. отдельные АО-электростанции, являющиеся дочерними предприятиями РАО «ЕЭС России»;

3. ведомственные электростанции других ведомств (независимые производители электроэнергии);

4. производители электроэнергии соседних

регионов;

7. организации, транспортирующие электроэнергию:

5. электросетевые компании РАО «ЕЭС России», осуществляющие межрегиональные и внутрирегиональные перетоки электроэнергии;

6. распределительные электросетевые и энергосбытовые организации (в составе региональной энергетической компании или самостоятельные), доводящие электроэнергию до каждого потребителя региона;

потребители электроэнергии (бюджетные и внебюджетные, льготные и не льготные, мелкие и крупные).

Фактически в сферу рынка электроэнергии (см. табл. 3.1) вовлечены практически все хозяйствующие субъекты региона и все его население. Большое влияние на этот рынок оказывают органы федеральной и региональной государственной власти и местного самоуправления, различные политические и общественные организации и движения, население, привлекающие для этого и средства массовой информации.

Характер и степень участия этих субъектов в работе рынков электроэнергии, форма их влияния на их работу различны для разных

субъектов.

Основной поставщик электроэнергии на региональный рынок - региональная энергетическая компания, производящая и распределяющая большую долю электроэнергии. В своей деятельности компания руководствуется обязанностью полного, бесперебойного и надежного обеспечения всех потребителей региона электроэнергией определенного качества. ТЭЦ, входящие в состав энергетической компании, обеспечивают, как правило, большую часть производства тепловой энергии. Таким образом, в силу инфраструктурного характера своей деятельности, энергетическая компания выполняет важную общественную функцию. В то же время, энергетическая компания - самостоятельно хозяйствующий субъект и в условиях рыночной экономики стремится к повышению прибыли от своей деятельности. Компания объективно заинтересована в росте объемов производства электрической и тепловой энергии, строительстве новых электростанций, обновлении и модернизации действующего оборудования, продаже электроэнергии в соседние регионы и за рубеж, достаточно высоких тарифах на электроэнергию и тепло, обеспечивающих высокую прибыль предприятия и развитие производственных фондов.

Конкурирующие с региональной энергетической компанией другие производители электроэнергии стремятся упрочить свое место на рынке электроэнергии, обеспечить рост прибыли от своей деятельности. Наряду с этим, многие из этих предприятий преследуют и собственные (отраслевые) интересы, связанные с другой деятельностью. Так, эффективная работа атомных электростанций необходима для поддержки атомной промышленности в целом, включая сохранение производственного и научно-технического потенциала отрасли. Многие блок-станции и т.н. независимые производители энергии руководствуются стремлением обеспечить максимальную надежность и энергетическую безопасность основного производства, повысить уровень энергетической независимости от поставок электроэнергии от региональной энергосистемы. Это наиболее характерно для предприятий нефтяной и газовой промышленности, активно проводящих в последние годы политику создания собственных электрогенерирующих мощностей.

Самостоятельные АО-электростанции заинтересованы в стабильном сбыте электроэнергии, полной загрузке оборудования, высоких продажных тарифах на электроэнергию.

РАО «ЕЭС России», как совладелец региональных компаний, АО-электростанций и основных электрических сетей, объективно заинтересовано в росте их прибыльности, развитии их генерирующих

и V* 1

мощностей и электросетевои инфраструктуры.

Организации, осуществляющие транспорт, распределение и сбыт электроэнергии заинтересованы в росте прибыльности своей деятельности, расширении сферы и объемов продаж электроэнергии путем сооружения новых электросетевых объектов и обновления действующих электрических сетей.

Важную, хотя и косвенную роль на рынке электроэнергии играют поставщики топлива для электростанций, поскольку эти поставки составляют значительную долю их производственного объема. Они заинтересованы в росте цен на топливо и, как следствие, тарифов на электроэнергию.

Основной источник финансовых средств для развития электроэнергетики в настоящее время - собственные средства энергетических предприятий, величина которых прямо зависит от уровня тарифов на электроэнергию. Стремление потребителей к снижению тарифов объективно противоречит необходимости


Субъекты отношений в сфере функционирования и развития электроэнергетики

модернизации и развития производственных мощностей в электроэнергетике.

Таблица 3.1.

Конфликт между текущей дешевизной электроэнергии и необходимостью обеспечения развития электроэнергетики и надежности энергоснабжения в будущем проявляется и в работе органов государственной власти, местного самоуправления и региональных


энергетических комиссий.

В связи с монопольным характером деятельности электроэнергетических компаний экономические взаимоотношения в сфере рынков электроэнергии регулируются государством. Существенное влияние на рынок оказывают следующие органы государственной исполнительной и законодательной власти:

на федеральном уровне:

исполнительная власть - Федеральная энергетическая комиссия - посредством регулирования тарифов для поставщиков и потребителей на электроэнергию на ФОРЭМ и цен на отдельные энергоресурсы (природный газ), регулирования тарифов за пользование электрической сетью РАО «ЕЭС России» и железнодорожных тарифов;

законодательная власть - путем нормативного регулирования правил организации рынка энергоресурсов, нормирования состава и ставок налогов и отчислений, действующих на региональном рынке энергоресурсов и др.;

2. на региональном уровне:

исполнительная власть (региональная энергетическая комиссия) - путем регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в регионе по категориям потребителей и платы за пользование электрической сетью региональной энергосистемы для независимых производителей энергии;

законодательная власть - посредством установления норм и условий функционирования регионального рынка энергоресурсов (местные налоги, льготы, стимулирование энергосбережения и пр.).

7. на муниципальном уровне:

исполнительная власть (комитеты цен) - путем регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию местных производителей;

законодательная власть - посредством установления льгот для местных производителей топлива и энергии и стимулирования энергосбережения.

Поскольку не все тарифы и цены на энергоресурсы подлежат государственному регулированию, с целью координации уровней цен и тарифов в сфере энергетических рынков на практике иногда применяются различные формы их согласования: временные межотраслевые соглашения о поддержании стабильных уровней цен и др.

Следует отметить, что государство не только регулирует рынок энергоресурсов, но часто является и прямым участником рынка - как владелец предприятий, производящих и потребляющих энергоресурсы.

Органы власти заинтересованы в социальной стабильности региона, развитии народного хозяйства своей территории, энергетической независимости от поставок электроэнергии из соседних регионов, улучшении экологической ситуации в регионе и др. Эти интересы во многом противоречивы и не сводятся к одному критерию (например, минимальному тарифу на электроэнергию).

Все субъекты регионального рынка электроэнергии производят необходимые налоговые и другие обязательные отчисления в федеральные и региональные (областные и местные) бюджеты. Часть из них пользуется определенными льготами (льготные тарифы на электроэнергию и др.) и субсидиями. Таким образом, все эти субъекты оказывают прямое влияние на доходные и расходные части бюджетов всех уровней.

К субъектам отношений на региональном энергетическом рынке следует отнести также существующих и потенциальных инвесторов (в новые энергетические объекты), имеющих собственные интересы и приоритеты.

Наконец, определенное влияние на региональные энергетические рынки оказывают политические и общественные организации и объединения, а также население посредством участия в органах регулирования (РЭК) и представительных органах власти, а также путем формирования общественного мнения через средства массовой информации.

В сфере естественных энергетических монополий регулирующее влияние на рынок энергоресурсов оказывают антимонопольные органы федерального и регионального уровней.

В разрешении конфликтных ситуаций между субъектами отношений на региональных энергетических рынках участвуют судебные органы.

Таким образом, в сфере электроснабжения региона проявляются самые различные интересы многих взаимодействующих сторон. Объекты всех этих интересов можно агрегированно представить в виде следующего набора факторов (см. табл. 3.2):

текущий уровень тарифов на электроэнергию (или себестоимость производства электроэнергии);

объем капитальных вложений на модернизацию и развитие электроэнергетики региона (или инвестиционная составляющая в тарифе на электроэнергию);

энергетическая безопасность региона - уровень поставок извне электроэнергии и топлива для электростанций;

влияние электроэнергетики на природную среду.


Таблица 3.2.

Степень важности указанных факторов для разных субъектов отношений в электроэнергетике различна и понятна из приведенной характеристики их интересов.

Сфера интересов субъектов отношений на региональном рынке

Из изложенного выше следует, что единого критерия (показателя), характеризующего оптимальность принимаемых решений по развитию электроэнергетики региона, не существует. Это означает необходимость достижения приемлемого для общества и всех взаимодействующих субъектов компромисса. Достижение такого


компромисса должно осуществляться в ходе ясной, демократичной и прозрачной процедуры. Отсутствие такой процедуры или ее завуалированный закрытый характер может привести к существенному ущемлению интересов тех или иных заинтересованных сторон.

Возможные методические подходы к формированию решений по развитию электроэнергетики регионов в условиях множественности интересов рассматриваются ниже.

3.2. Обзор методов многокритериального анализа решений по развитию сложных систем

Задачи выбора рациональных вариантов развития электроэнергетических систем в условиях множественности интересов заинтересованных сторон весьма сложны, как в методическом отношении, так и на практике.

Ниже дается краткий обзор известных методических работ по решению задач многокритериальной оптимизации при развитии сложных технических систем, опыта использования этих подходов для задач развития электроэнергетических систем. Далее анализируется специфика реальных задач управления развитием региональных электроэнергетических систем и возможности использования существующих многокритериальных подходов для их решения. В дальнейшем формулируются предложения по использованию методики многокритериального анализа в практике решения задач развития электроэнергетических систем с учетом их специфики.

В общем случае можно выделить два подхода к обоснованию решений по развитию сложных систем: использование формализованных методов обоснования решений по развитию систем и неформализованные процедуры формирования компромиссных

решений.

Известные формализованные методы включают в себя в основном методы т.н. многокритериального анализа и методы математической теории игр. Неформализованные процедуры достижения компромисса, хотя они, как правило, и используются на практике, фактически не нашли отражения в литературе и методика их организации недостаточно разработана (во всяком случае в сфере задач развития электроэнергетики).

Упомянутые методы теории игр [12-14 и др.] в реальной практике принятия решений в энергетике (с большим числом заинтересованных сторон, их интересов и сложностью задачи) фактически не применяются вследствие их сложности и громоздкости. Поэтому ниже основное внимание уделяется методам многокритериального анализа.

Теоретические положения многокритериального анализа при обосновании решений по развитию технических систем развиваются с начала 1980-х годов. Основы этого анализа заложены и развиты в основном иностранными специалистами [12-21 и др.]. Имеется опыт, также в основном зарубежный, использования различных подходов для решения практических задач, в том числе некоторых задач в электроэнергетике [15, 17]. Есть попытки применения этих методов для решения отдельных задач развития электроэнергетических систем в России [19,21,22,34 и др.].

Известны некоторые работы, в которых делается попытка систематизации и классификации многокритериальных подходов при управлении развитием электроэнергетики в России [2,19,23].

Однако предлагаемые подходы, как правило, имеют академический, теоретический характер, не реализованы в виде пригодных для использования в практике методик и методических положений и весьма мало используются для решения реальных задач. Требуется также определенное переосмысление применения предложенных подходов в изменившихся социально-экономических условиях современной России.

С определенным упрощением известные методы многокритериального анализа можно сгруппировать (см. табл. 3.3) в следующие шесть классов методов [2].

1. Методы скаляризации векторного критерия [19,21]. Суть метода заключается в сведении исходной многокритериальной оптимизационной задачи к задаче с одним критерием с последующим ее решением. Это может быть «наиболее важный» с точки зрения решающего задачу критерий, либо критерий, формируемый как некая явная функция от множества рассматриваемых критериев (взвешенная сумма и др.). В процессе формирования единого скалярного критерия могут применяться и различные методы экспертных оценок «важности» различных критериев.

Основной недостаток полученного таким образом скалярного критерия - отсутствие достаточных обоснований правомочности его использования. По этой причине принимаемые решения могут быть подвержены критике из-за слишком «малого» по мнению различных субъектов учета их интересов.

Достоинство этого подхода заключается в его относительной простоте, малой трудоемкости и прозрачности. Вследствие этого, несмотря на его недостатки, он достаточно часто используется на практике. В частности известный критерий приведенных затрат, включающий в себя текущие издержки эксплуатации и капитальные вложения в развитие системы, может рассматриваться как пример такого скалярного критерия.


Таблица 3.3.

2. Алгоритмы векторной оптимизации [18,21]. Идея этих алгоритмов заключается в стремлении получить и формально описать область доминирующих вариантов решения задачи, т.е. вариантов, конкурирующих друг с другом в смысле использования различных критериев оптимальности. Эти алгоритмы позволяют сузить множество возможных решений, определив эффективные крайние решения и их сочетания. Содержательный анализ полученного множества (множества Парето) и выбор оптимального решения возлагается на специалиста.

Классификация методов многокритериального анализа

Несмотря на свою математическую строгость, этим методам присущи серьезные недостатки. Чтобы полученное множество вариантов было обозримым для лица, принимающего решения, оно должно быть очень небольшим и компактным, что мало реально в


практических задачах.

Кроме того, для возможности практической реализации такого подхода требуются довольно жесткие требования к структуре и размерности формальной математической модели рассматриваемой системы.

Достоинствами подхода являются его строгость и точность, явное использование принципа оптимальности при описании возможных решений задачи, возможность определения крайних максимально достижимых уровней по отдельным критериям, описание взаимозависимостей решений по различным критериям.

В практике управления развитием электроэнергетических систем из-за указанных недостатков этот метод не нашел широкого применения.

3. Методы целевого программирования [18]. Общей идеей этих . методов является решение исходной задачи путем последовательного решения однокритериальных задач, в которых тем или иным образом учитываются возможные отклонения по другим критериям.

Эти методы имеют несколько модификаций.

Так, алгоритм «уступок» предполагает первоначальное решение задачи с использованием одного «основного» критерия. Затем происходит последовательная оптимизация с поочередным использованием других критериев, при этом допускается ухудшение решений по ранее используемым критериям на задаваемую извне величину «уступки» путем добавления в модель соответствующих ограничений.

Возможна аналогичная по смыслу процедура за счет введения таких «уступок» не в ограничения, а в целевую функцию последующих решаемых задач, и др. алгоритмы. При определении параметров «уступок» и последовательности вычислений могут применяться методы экспертного анализа.

Достоинством этой группы методов является их простота, малая трудоемкость, интуитивная понятность для специалиста энергетика, отсутствие дополнительных требований к используемым математическим моделям в смысле их размерности и сложности.

К недостаткам методов можно отнести не строгость, возможный субъективизм в процессе получения решения, ориентацию на одного лица принимающего решение, отсутствие в связи с этим информации о решениях потенциально оптимальных с точки зрения других заинтересованных сторон.

Вследствие своей простоты, этот метод, наряду с методом скаляризации, по-видимому, наиболее широко применяется в практике.

4. Метод анализа иерархий, предложенный Саати [17]. Идея метода заключается в декомпозиции исходной задачи на ряд более мелких подзадач на три иерархические уровня: верхний - цели, второй уровень - критерии, нижний уровень - альтернативные варианты решений.

С целью последующего синтеза результатов на каждом уровне иерархии используются специальные матрицы попарных оценок относительной важности различных критериев с точки зрения достижения какой либо цели и др. Эти матрицы формируются на базе экспертных оценок (в баллах) одного или множества экспертов (заинтересованных субъектов). Процесс синтеза оптимального решения осуществляется уже с использованием формальных процедур, обеспечивающих получение рационального решения с применением локальных приоритетов и весов критериев, определяемых на основе высказанных мнений экспертов.

Фактически в ходе этого процесса осуществляется неявное сведение многокритериальной задачи к однокритериальной, критерий которой формируется на базе высказанных частных (по отдельным вопросам) экспертных оценок заинтересованных сторон. Предполагается при этом, что используемое попарное сопоставление критериев и решений для эксперта - более легкая операция, нежели сопоставление решений сразу по многим критериям.

Достоинством метода являются малые требования к размерности и структуре используемых математических моделей, относительная простота в экспертной оценке задаваемых вопросов (вследствие их детализации и частности), относительно небольшая трудоемкость и простота метода. Метод предусматривает контроль противоречивости суждений одних и тех же экспертов по разным связанным вопросам.

К недостаткам метода можно отнести большую нагрузку на экспертов, не наглядность и сложность анализа полученных результатов.

Оценить возможность широкого использования этого метода для решений задач развития электроэнергетических систем пока сложно из-за отсутствия большого опыта его применения к реальным задачам.

5. Методы анализа решений [15,16]. Эти методы базируются на определенной методике сведения многокритериальной оптимизационной задачи к однокритериальной на основе введения и формирования специальных функций полезности. Эти функции и используются далее в качестве критерия оптимальности.

В процессе решения задачи для формирования одномерных функций полезности используются методы экспертных оценок, а также различные способы построения интегральной функции полезности.

Метод основан на идее существования единой функции полезности, объективно отражающей предпочтения всех субъектов, заинтересованных в принятии решения.

К достоинствам метода можно отнести малые требования к используемым в ходе исследования математическим моделям, относительно небольшую трудоемкость.

Недостатки метода - большая нагрузка на экспертов, сложность используемых алгоритмов, трудность интерпретации полученных результатов.

6. Группа интерактивных методов [18]. В эту группу входит ряд методов, основная идея которых заключается в том, что учет множественности интересов осуществляется тем или иным путем непосредственно в процессе решения некоей задачи и выбора решения.

Это осуществляется различными способами: путем изменения параметров задачи, путем модификации области допустимых решений, или траектории движения на следующих шагах процесса за счет использования информации о предпочтениях экспертов. Объединяет эти методы активное использование экспертов в процессе решения задачи.

По-видимому, такие процессы фактически эквивалентны сведению многокритериальной задачи к некоей однокритериальной задаче с критерием и ограничениями, формируемыми экспертами неявным образом.

К недостаткам этих методов можно отнести высокие требования к используемым математическим моделям в смысле их размерности и простоты структуры, сложность процедуры получения решения и его интерпретации. В связи с этим, трудно ожидать их широкого применения в практических задачах развития электроэнергетических систем.

В ряде работ отечественных авторов [19-21,24,25] используются комбинированные методики, сочетающие алгоритмы нескольких описанных выше методов.

Так, в [20,24] выбор искомой области решений производится с использованием методики векторной оптимизации. При дальнейшем сужении области решений применяются, как в методе целевого программирования, ограничения на возможные значения отдельных критериев. В ходе процесса используются также статистические оценки о степени разброса значений отдельных анализируемых критериев.

В [25] для решения многокритериальной задачи в условиях неопределенности исходной информации применяется следующий подход, модифицирующий процедуры метода анализа решений .

На первом этапе для заданного набора вариантов решений при различных внешних условиях развития системы определяются оценки вариантов по всему множеству рассматриваемых критериев. Далее, с учетом этой информации, на основе целевых оценок экспертов формируются частные функции полезности и интегральная функция полезности, используемая затем для выбора оптимального решения.

Таким образом, как видно из приведенного обзора, различные методы многокритериального анализа существенно различаются. Различны их трудоемкость, сложность, строгость, требования к экспертам и объему их работы. Различаются требования к структуре применяемых математических моделей анализируемой системы. Они ориентированы на одного лица, принимающего решение, или на группу лиц.

Возможности использования этих методов определяются также специфическими свойствами задач развития электроэнергетических систем. Для них характерны: большая размерность и сложность, разнообразный характер используемых математических моделей (оценочные и оптимизационные, линейные и нелинейные), разнообразие критериев оценки решений, наличие не полностью формализуемых критериев [26,27 и др.]. Принципиально важно отсутствие единого управляющего органа и необходимость учета интересов многих

независимых сторон.

С учетом особенностей задач развития электроэнергетических систем можно выделить три группы методов, лучше отвечающих специфике этих задач, которые в той или иной мере могут использоваться на практике - методы целевого программирования, анализа иерархий и анализа решений.

Наиболее простым из них и интуитивно более понятным является метод целевого программирования. По-видимому, наиболее строгий метод из этой группы - метод анализа решений. Однако оба последних перечисленных метода требуют интенсивной работы экспертов.

Общим для всех этих методов является стремление к формализации процессов согласования интересов различных заинтересованных сторон в процессе обоснования принимаемых решений. Однако, при решении задач развития электроэнергетических систем это не всегда возможно. Часто интересы даже отдельного субъекта отношений в электроэнергетике внутренне противоречивы и не всегда могут быть формализованы. Еще более трудно формализовать и согласовать связи интересов (критериев) различных субъектов отношений. Поэтому возможности применения формализованных методов в практике принятия решений в электроэнергетике все-таки ограничены.

Предлагаемый, в связи с этим, подход к принятию решений по развитию электроэнергетических систем в условиях множественности интересов раскрывается ниже.

3.3. Основные положения методологии анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в условиях множественности

интересов

Вопросы анализа перспективных направлений развития электроэнергетических систем весьма обширны. Основные теоретические положения такого анализа разработаны и достаточно известны. Им посвящены многие сотни научных трудов. Многие положения внедрены в практику и широко используются [2,6,9,11,2633,35,45,46 и др.].

Учитывая направленность работы, ниже основное внимание уделяется методическим вопросам обоснования решений по перспективному развитию электроэнергетических систем в условиях множественности интересов заинтересованных сторон. Однако, с целью показа места этих вопросов в общей методологии анализа перспектив развития электроэнергетических систем, предварительно дается краткое представление автора об основных составляющих этой методологии (без детализации ее отдельных этапов).

В общем случае методология анализа перспективных направлений развития электроэнергетических систем включает (см., например, [35] и др.) следующие основные этапы:

1. Анализ существующего состояния электроэнергетических систем. Он предусматривает детальную техническую, экономическую, экологическую и др. характеристики функционирующей системы. Целью анализа является получение полной картины существующего состояния и основных проблем функционирования и развития энергосистемы в рассматриваемой перспективе. Ликвидация существующих и возможных в будущем «узких мест» в развитии и функционировании системы - важнейшая цель принимаемых в дальнейшем практических решений по развитию системы.

Анализ существующего положения и прогноз внешних условий развития и функционирования электроэнергетических систем на перспективу. Под внешними условиями здесь понимаются условия развития смежных отраслей электроэнергетики: топливоснабжающих отраслей, энергетического машиностроения, энергетической строительной индустрии и др. отраслей, а также общеэкономические условия в стране, экологические, социально-политические и др. условия. Цель анализа - определение возможностей и технико-экономических условий обеспечения электроэнергетики в перспективе необходимыми материально-техническими, трудовыми, финансовыми и др. ресурсами и возможных ограничений в их использовании. В процессе анализа необходимо учитывать неопределенность внешних условий развития электроэнергетических систем на перспективу.

Анализ перспективных рынков электроэнергии и тепла в регионе. Анализ предполагает прогнозирование возможного спроса на продукцию электроэнергетической системы и оценку платежеспособных цен (тарифов) на эту продукцию в перспективе. Эти оценки также должны учитывать неопределенность перспективных условий и представляться, как правило, в виде набора определенных сценариев.

Формирование и оценка вариантов развития (стратегий) электроэнергетической системы, выбор рациональных вариантов. В процессе формирования предполагается рассмотрение, на основе предшествующего анализа, достаточно широкого состава вариантов, обеспечивающих покрытие потребности региона в электроэнергии и тепле с учетом потребности в них в различных неопределенных условиях. При формировании сценариев развития энергосистемы необходимо использовать предварительные оценки эффективности и оптимальные технологические решения по сооружению отдельных энергетических объектов. Оценка вариантов развития системы предполагает всесторонний анализ технико-экономической эффективности вариантов для энергосистемы, и анализ социально- экономических, экологических и других последствий реализации вариантов для потребителей энергии, населения и других заинтересованных сторон.

5. Выбор первоочередных мероприятий для реализации стратегии развития системы и собственно их реализация (сооружение соответствующих энергетических объектов и др.).

Методика выполнения последних двух этапов, по мнению автора, должна предусматривать явную оценку интересов всех заинтересованных сторон и процедуру достижения компромиссных решений. К этапу 4 и частично этапу 5 описанной методологии и относится предлагаемая ниже методика.

Основные исходные предпосылки, положенные в основу методических положений анализа перспективных направлений развития энергосистем в условиях множественности интересов, были изложены выше в предшествующих разделах работы.

Такой анализ предполагает выполнение следующих восьми этапов, показанных на рис. 3.1:

1. Этап целевого анализа.

На этом этапе определяется круг всех субъектов, заинтересованных и оказывающих влияние на процесс принятия решений по развитию электроэнергетических систем. Для каждого такого субъекта определяются его цели и требования. Множество целей всех рассмотренных субъектов может быть упорядочено и сокращено за счет определения родственных и близких целей и их объединения,

выявления малозначимых целей и их удаления.

В полученном множестве целей определяются цели, для которых возможна количественная оценка степени их достижимости. Для таких целей формируется набор критериев - количественных показателей степени их достижимости. Остальные цели должны учитываться в последующем анализе на качественном экспертном уровне.

2. Этап формирования внешних условий.

На этом этапе на основе выполненного ранее анализа существующего состояния электроэнергетической системы и прогноза внешних условий развития энергосистемы и смежных отраслей формируются конкретные количественные сценарии внешних условий, представляющие собой возможные сочетания неопределенных в перспективе условий развития энергосистемы и смежных отраслей.

Эти сочетания могут носить характер наиболее вероятных или наиболее опасных и неблагоприятных условий и должны охватывать по возможности максимально широкую зону перспективных неопределенных условий.

При их выборе следует стремиться учитывать интересы всех заинтересованных сторон, в частности, используемые выше понятия «вероятные» или «опасные» должны рассматриваться не только с точки зрения энергосистемы, но и всех остальных субъектов отношений. Например «опасными» с точки зрения потребителя следует считать условия, могущие привести к существенному росту тарифов на электроэнергию.

В тоже время, с целью снижения трудоемкости дальнейшего анализа следует стремиться к компактности множества рассматриваемых сценариев внешних условий путем их объединения, отбраковки маловероятных ситуаций и пр.

Рис. 3.1.

Этапы анализа перспективных вариантов развития электроэнергетических систем

ЦЕЛЕВОЙ АНАЛИЗ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МНОЖЕСТВА ВНЕШНИХ

УСЛОВИЙ

ФОРМИРОВАНИЕ СТРАТЕГИЙ РАЗВИТИЯ

СИСТЕМЫ

ОЦЕНКА ПОСЛЕДСТВИЙ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ

ВЫДЕЛЕНИЕ ИНВАРИАНТОВ РЕШЕНИЙ ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ РЕШЕНИЙ

ФОРМИРОВАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ

РЕШЕНИЙ

СОГЛАСОВАНИЕ ИНТЕРЕСОВ

3. Этап формирования вариантов (стратегий) развития электроэнергетической системы.

Целью этого этапа является формирование желательно небольшого множества потенциально рациональных вариантов развития системы. При этом должны учитываться:

необходимость устранения существующих и возможных «узких мест» функционирования и развития энергосистемы, выявившиеся в процессе анализа существующего состояния энергосистемы;

множество неопределенных условий развития, сформированное на предыдущем этапе, и необходимость нормального функционирования энергосистемы во всех этих условиях; для этого, в частности, стратегии развития энергосистемы должны включать мероприятия, обеспечивающие гибкость структуры энергосистемы и возможность достаточно быстрой и экономичной адаптации энергосистемы к неожиданно изменяющимся внешним условиям; следует также учитывать и относительно маловероятные сочетания внешних условий, которые, однако, могут приводить к значительным ущербам различным заинтересованным сторонам;

предварительные исследования эффективности сооружения отдельных энергетических объектов или организации других мероприятий энергетического характера;

формируемое множество вариантов развития должно учитывать множественность интересов заинтересованных сторон, в частности, целесообразно включение в состав рассматриваемых вариантов отдельных мероприятий или вариантов, наиболее предпочтительных с точки зрения отдельных субъектов (например, вариант развития системы, ориентированный на максимальное экологическое оздоровление природной среды региона).

4. Оценка последствий от реализации вариантов.

На этом этапе производится всесторонняя многокритериальная оценка последствий от реализации сформированных вариантов развития электроэнергетической системы для всех рассматриваемых субъектов отношений при всех возможных сценариях внешних условий. Результатом этой оценки является получение количественных значений всех определенных ранее критериев оптимальности для различных субъектов отношений.

Для такой оценки необходимо использование соответствующих математических моделей и информационного обеспечения. Арсенал известных математических моделей, применяемых в практике при анализе вариантов развития электроэнергетических систем [6,27,28 и др.], не достаточен для такой полной оценки, поскольку они, как правило, разрабатывались для условий централизованной экономики и описывают в основном производственно-технологическую структуру энергосистем.

Необходима разработка ряда новых математических моделей, в частности, моделей взаимовлияния экономики и энергетики региона, моделей взаимодействия энергетики с бюджетами разных уровней, развитие моделей оценки экологических последствий принимаемых решений по развитию электроэнергетики и ряда других.

Система математических моделей оценки последствий от реализации вариантов развития электроэнергетики региона должна включать в себя следующие модели (минимальный набор):

динамические многоузловые балансы мощности и электроэнергии;

оптимизационные модели анализа суточных и годовых энергетических режимов работы электроэнергетических систем;

оценочные динамические модели расчета капитальных вложений, необходимых для реализации рассматриваемых вариантов развития электроэнергетики региона;

оценочные модели расчета годового расхода органического топлива на электростанциях региона (по видам топлива);

оценочные модели расчета себестоимости производства электроэнергии, отпускных тарифов на электроэнергию, прибыли энергоснабжающих организаций;

модели оценки воздействия принимаемых решений на природную среду (модели расчета объемов вредных выбросов и др.);

модели расчета последствий от реализации решений по развитию электроэнергетики для бюджетов федерального, регионального и муниципального уровней;

модели оценки социально-экономических последствий принимаемых решений (уровень занятости населения, уровень жизни и др.).

С целью последующего учета качественных целей, не имеющих количественного критерия, требуется проведение экспертизы с использованием соответствующих методов экспертных оценок.

5. Выделение инвариантной составляющей решений.

На этом этапе из сформированного множества вариантов развития системы выделяется постоянная инвариантная часть. Поскольку при формировании вариантов на этапе 3 предполагался учет интересов всех заинтересованных сторон, мероприятия, попавшие во все рассматриваемые варианты, должны были устраивать все стороны. Однако, с учетом полученных на предыдущем этапе оценок, мнения субъектов могут измениться.

Основная цель этого этапа - подтверждение мнений всех заинтересованных сторон о необходимости реализации этих мероприятий. В случае отхода от ранее высказанных мнений необходим возврат на этап 3 с уточнением состава рассматриваемых вариантов развития системы.

После согласования состава инвариантной части решений по развитию энергосистемы, мероприятия, вошедшие в этот состав, считаются выбранными и исключаются из дальнейшего процесса выбора и согласования решений.

6. Выделение экстремальных решений.

С этого этапа фактически начинается основная часть процедуры согласования интересов заинтересованных сторон и выбор конкретных мероприятий, входящих в рациональную стратегию развития электроэнергетической системы.

Целью этапа является выявление из полученного ранее множества рассматриваемых вариантов на множестве неопределенных условий тех вариантов и тех условий, которые в наибольшей степени соответствуют и, наоборот, максимально противоречат целевым установкам заинтересованных сторон. Эта информация определяет с одной стороны наиболее благоприятные и в тоже время достижимые «идеальные» решения для каждого субъекта отношений, с другой стороны становятся ясными максимально негативные последствия наиболее неудачных решений с точки зрения заинтересованных сторон.

Диапазоны выявленных экстремальных решений являются важным ориентиром для участвующих в процессе субъектов на последующих этапах согласования решений.

Этот этап должен выполнятся с обязательным активным участием всех заинтересованных сторон, поскольку формальная оценка экстремальных вариантов по ранее сформулированным критериям, т.е. простой расчет минимума и максимума соответствующих критериев, требует подтверждения со стороны участвующих субъектов. Это определяется внутренней противоречивостью используемых критериев для некоторых субъектов и невозможностью полной формализации их суждений.

В случае несоответствия расчетных оценок критериев экспертным мнениям участвующих субъектов, необходим пересмотр состава используемых критериев оценки с возвратом на этап 1 описываемой процедуры анализа. Такое уточнение состава критериев достаточно вероятно, поскольку мнения субъектов о важности предложенных ими критериев после получения количественных оценок последствий от реализации решения (на этапе 4) вполне могут измениться.

7. Выделение предпочтительных решений.

На этом этапе происходит предварительное согласование интересов всех участвующих в процессе заинтересованных сторон.

Каждый субъект отношений, используя полученную на предыдущих этапах процесса информацию, самостоятельно анализирует ситуацию, оценивает вероятность достижения своих целей и определяет те предпочтительные для него варианты решений, которые имеют хорошие шансы быть принятыми в дальнейшем. Для выявления таких вариантов требуется экспертная оценка возможной реакции других участников процесса на желательные для данного субъекта предложения и учет в той или иной степени интересов других заинтересованных сторон.

При этом возможно предварительное согласование между отдельными субъектами некоторых общих позиций и формирование общих компромиссных подходов, т.е. формирование временных коалиций субъектов с целью совместной поддержки в дальнейшем согласованных решений.

На этом этапе трудно использовать какие-либо формализованные средства. Он выполняется на не формальном уровне с использованием тех возможностей влияния на процесс принятия решений, которые сложились в системе взаимоотношений участвующих субъектов, органов власти, принимающих решения и т.д.

В качестве результата этого этапа целесообразна подготовка и реализация плана мероприятий, обеспечивающих поддержку в последующем принятии предпочтительных для субъекта решений. Это может быть, например, воздействие в нужном для субъекта направлении на общественное мнение через средства массовой информации, рекламная компания, использование личных взаимоотношений между участвующими в процессе субъектами и др. мероприятия.

8. Согласование интересов и принятие решений.

Этот этап завершает процесс анализа различных вариантов развития электроэнергетической системы. Целью этапа является выбор рационального варианта развития системы и принятие конкретных решений по реализации первоочередных мероприятий.

Этот этап организационно может быть достаточно сложным, поэтапным, с принятием ряда промежуточных решений, обсуждением этих решений на разных уровнях иерархии органов государственной власти и т.д. Собственно принятие решений производится уполномоченными на это органами исполнительной власти - региональным правительством, региональной энергетической комиссией и т.д., в зависимости от вида принимаемых решений.

Важными принципами реализации этого этапа должны быть

его открытость, прозрачность и демократичность, т.е. равная степень участия всех субъектов отношений в процессе обсуждения принимаемых решений, в том числе равная доступность к необходимой информации.

В процессе реализации этого этапа требуется обеспечение соблюдения интересов всех взаимодействующих сторон, выработка компромиссных решений, соблюдение «общественного согласия».

Этап выполняется не формально, с целью реализации своих целей каждая заинтересованная сторона может использовать все возможные для нее средства воздействия на процесс принятия решений.

Некоторые возможности оказания влияния по процесс , развития электроэнергетической системы у субъектов отношений остаются и после принятия решений и начала их реализации. Например, доступные инвестиционные средства для реализации проектов зависят от уровней тарифов на электроэнергию, которые в настоящее время пересматриваются региональной энергетической комиссией с определенной периодичностью. Есть возможность влияния на процесс реализации принятых решений при пересмотре или утверждении бюджетов различных уровней. Есть и другие возможности.

Все эти возможности должны использоваться субъектами взаимоотношений в энергетике с целью корректировки принятых решений в соответствии с изменившимися условиями функционирования и развития экономики и энергетики региона. При этом также следует стремиться к обеспечению открытости и демократичности в этом процессе.

4. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ПРОБЛЕМ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

4Л. Краткая характеристика экономики Дальнего

Востока

Дальний Восток России - уникальный и интересный во многих отношениях регион России. Дадим его краткую характеристику.

В состав Дальневосточного федерального округа Российской Федерации входят Республика Саха (Якутия), Приморский и Хабаровский края, Амурская, Камчатская, Магаданская и Сахалинская области, Еврейская автономная область (в составе Хабаровского края), Корякский (в составе Камчатской области) и Чукотский автономные округа.

Территория округа составляет 36,4% территории России [36] (более 6 млн. кв. км), однако население по состоянию на 01.01.2000 только 7,1 млн. человек (4,9% населения России). Около 76% населения живет в городах. Большая часть территории округа (около 5 млн. кв. км) относится к зоне Севера, здесь проживает около 3 млн. человек.

За период с начала 1990-х годов население округа за счет миграции в другие регионы снижалось в среднем с ежегодными темпами порядка 1,5% и сократилось на 1 млн. человек. В первую очередь это происходило в северных районах, где уровень миграции существенно (в 3-5 раз) превышал средний по округу.

Дальний Восток - индустриально развитый регион России. При доле населения округа в 4,9% от российского [36], валовой региональный продукт (253 млрд. руб. в 2000 г.) составлял 6,2% от российского (второе место после Уральского округа на душу населения), объем промышленного производства (234 млрд. руб.) - 5,8%. В тоже время продукция сельского хозяйства (26 млрд. руб.) - только 3,4% российского объема производства, ввод жилой площади - 2,6%. Объем поступлений налогов и сборов округа в бюджеты составляет 3,6% российского объема, в т.ч. в федеральный бюджет - 2,7%.

По реальным денежным доходам на душу населения Дальневосточный округ близок к среднему по стране уровню - третье место среди семи федеральных округов, немного выше в округе, чем в среднем по России, уровень безработицы. Округ занимает первое место в России по наличию на душу населения потребительских товаров длительного пользования и личных автомобилей, в то же время по потреблению основных продуктов питания он замыкает список федеральных округов (5 место - по мясу и мясным продуктам, 7 место - по молочным продуктам). В округе весьма высока дифференциация населения по уровням доходов по отдельным территориям и группам населения.

Удельный вес работников с высшим образованием 13,2% к занятому населению существенно ниже среднего российского уровня 21,3% (последнее место среди федеральных округов).

Большая часть субъектов РФ Дальневосточного округа относятся к числу российских регионов с наименее благополучной

ч/ с

социально-экономическои обстановкой.

Падение производства в 90-е годы в регионе сменилось в настоящее время значительным подъемом - индекс физического объема валового регионального продукта в 2001 г. составил 106,6% к уровню 2000 г., больше чем в среднем по России (105,6%о).

Отраслевая структура валового регионального продукта округа характеризуется высокой долей промышленности 37,2% (в России 33,3%), услуг - 48,7% (44,1% в РФ) и строительства - 7,3% (6,2% в

России) и низкой долей сельскохозяйственного производства - 4,6% против 7,8% по России.

В структуре производства промышленной продукции округа большую долю занимают предприятия цветной металлургии, пищевой промышленности, машиностроения и металлообработки, топливной промышленности, электроэнергетики.

Максимальный объем производства электрической энергии в округе был достигнут в 1991 г. - 48,1 млрд. кВт. ч. После снижения производства в период до 1998 г. до 35 млрд. кВт. ч. последовал его рост и в 2000 г. производство электроэнергии составило 38.8 млрд. кВт. ч.

Дальневосточный округ имеет слабые транспортные коммуникации (последнее место среди всех федеральных округов), плотность железнодорожных и автомобильных дорог на единицу площади территории округа в 4-5 раз ниже средних показателей по России.

Скромный уровень жизни населения Дальнего Востока России, слабое развитие социальной и транспортной инфраструктуры в регионе резко контрастируют с богатством природных ресурсов региона. На Дальнем Востоке добывается около 50% золота России, практически все алмазы и концентраты олова, 30% вольфрама, 10% цинка и свинца. Производство соевых бобов, рыбы в России тоже в большей части осуществляется на Дальнем Востоке. Большая часть этой продукции вывозится из региона.

Завозится в регион значительная часть товаров народного потребления: почти все пищевое зерно, товары длительного пользования, больше половины молока, мяса, фруктов. Отдаленность региона от развитой европейской части России и высокие транспортные тарифы обуславливают повышенные уровни цен на эти товары.

Дальний Восток - стратегически важный регион России, в т.ч. и в военном отношении. Округ несет большую экономическую и экологическую нагрузку по содержанию на своей территории военной инфраструктуры России: его армии, военно-морского флота, военно- воздушных сил, пограничных войск и отраслей военно-промышленного комплекса - производство и ремонт военной техники.

Потребительское отношение центрального правительства страны к региону Дальнего Востока, сложившееся в период централизованной экономики сохраняется и в настоящее время. В частности, резкий спад производства продукции военно-технического назначения в стране за последнее десятилетие особенно сильно отразился на предприятиях Дальнего Востока, доля которых в регионе была значительной. Имеются определенные диспропорции в финансировании Дальнего Востока и взаимоотношениях региональных и федерального бюджета. Так, все таможенные сборы из этих регионов направляются в Москву. Приморский край, например, по данным Института Дальнего Востока РАН перечисляет в федеральный бюджет средств в 4 раза больше, чем их получает.

Дальний Восток России занимает уникальное среди других регионов России географическое и экономическое положение вследствие своей близости к другим странам Северо-Восточной Азии и Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в целом. Это обстоятельство, в сочетании с утратой Россией многих морских портов на Черном и Балтийском морях, нарушением многих традиционных связей региона с европейской частью России вследствие распада СССР и смене политико-экономического строя в России, ставят перед регионом и РФ в целом новые проблемы. Необходима разработка долгосрочной геополитической и экономической стратегии развития Дальнего Востока в его взаимодействии со странами АТР.

Регион Дальнего Востока важен и для соседних сибирских регионов - как транспортный коридор для выхода их на азиатские рынки.

Дальний Восток богат энергетическими ресурсами. Потенциальные гидроэнергетические ресурсы региона составляют более 40% общероссийских, угля - 34% запасов РФ, имеются большие запасы газа (Саха - Якутия), нефти (Сахалин). Освоение этих ресурсов в перспективе может иметь большое, выходящее за рамки России, международное значение, как ресурсов для развития энергетики стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Однако использование этого потенциала в настоящее время весьма ограничено из-за тяжелых природных условий, неразвитости строительной базы, недостаточности собственных финансовых ресурсов. Без участия внешних инвесторов развитие энергетики Дальнего Востока значительными темпами маловероятно.

Многие негативные явления в экономике Дальнего Востока, в частности, известный длительный энергетический кризис в ряде регионов Дальнего Востока, определяются не сложившимся, переходным характером производственно-экономических и финансовых взаимосвязей субъектов РФ и федеральным центром, а в электроэнергетике, еще и характером взаимоотношений: РАО «ЕЭС России» - региональные энергетические компании - органы региональной государственной власти.

Проблемы развития экономики и энергетики Дальневосточного региона неоднократно рассматривались на правительственном уровне. Принято большое число постановлений, решений, программ развития региона, его отдельных отраслей, отдельных субъектов РФ. Однако, все они во многом оставались на бумаге и выполнялись меньше, чем на половину. За долгие годы проблемы региона так и не решены.

Энергетика Дальневосточного региона, как это будет показано ниже, тоже не составляет исключения из этого правила.

4.2. Состояние электроэнергетических систем Дальнего Востока

Централизованное снабжение потребителей электроэнергии на Дальнем Востоке (см. рис. 4.1) осуществляют семь региональных электроэнергетических систем: Амурская, Дальневосточная, Камчатская, Магаданская, Сахалинская, Хабаровская и Якутская. Централизованным электроснабжением охвачено 94% населения региона [3,4,7,37-44 и др.].

В настоящее время, по данным на конец 2000 г., установленная мощность электростанций Дальнего Востока составляет 11,1 млн. кВт, из которых 70% или 7,1 млн. кВт сосредоточено в Объединенной энергосистеме Востока - ОЭС Востока. В сфере ее влияния - Приморский и Хабаровский края, Амурская область и юг Республики Саха (Якутия). Остальные энергетические системы и отдельные энергетические узлы работают изолированно друг от друга [3,4,7,37-44 и

ДР-]-

ОЭС Востока имеет слабые электрические связи по сетям 220 кВ с ОЭС Сибири, которые по режимным условиям разомкнуты.

В процессе реформирования электроэнергетики России в собственность РАО «ЕЭС России» были переданы крупнейшие электростанции региона (Зейская ГЭС, Приморская ГРЭС, Колымская ГЭС, Вилюйская ГЭС), многие подстанции и линии электропередач напряжением 500 и 220 кВ. В 1997 г. создано представительство РАО «ЕЭС России» по управлению акционерными обществами электроэнергетики Восточной части России «Востокэнерго», которое и управляет практически всей электроэнергетикой Дальнего Востока. За Востокэнерго в настоящее время закреплены следующие 17 акционерных обществ: региональные АО-энерго: Амурэнерго, Дальэнерго, Камчатэнерго, Магаданэнерго, Сахалинэнерго, Хабаровскэнерго, Якутэнерго, Колымаэнерго (Колымская ГЭС), АО- электростанции: Зейская ГЭС, ЗАО ЛуТЭК, Бурейская ГЭС, Ногликская газовая электрическая станция и др. акционерные общества проектного и строительного профиля. Во всех этих обществах РАО «ЕЭС России» имеет контрольный пакет акций.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА РОССИИ

Рис. 4.1. Электроэнергетика Дальнего Востока России

В составе Востокэнерго 51 электростанция, из них три электростанции федерального уровня. В составе ОЭС Востока работают две крупнейшие электростанции Дальнего Востока - Зейская ГЭС (установленной мощностью 1330 МВт) и Приморская ГРЭС (1467 МВт) - дочерние предприятия РАО «ЕЭС России»,

Данные по установленной, располагаемой мощности, выработке и потреблении электрической энергии Востокэнерго в 2000 г. приведены в табл. 4.1.

Среднегодовое число часов использования установленной мощности электростанций Востокэнерго в 2000 г. составило 3858 часов. Коэффициент эффективности использования установленной мощности - 69%. Ограничения (разрывы) мощности на электростанциях составили 931 МВт, в т.ч. на тепловых электростанциях 840 МВт, на ГЭС - 91 МВт. Основные причины ограничений на тепловых электростанциях - использование непроектного и ухудшенного качества топлив, дефицит котельной мощности.

В состав Востокэнерго входят три крупные гидроэлектростанции: Зейская (1330 МВт установленной мощности), Колымская (900 МВт) и каскад Вилюйских ГЭС (680 МВт), суммарной установленной мощностью 2910 МВт. В Камчатэнерго функционируют малые ГЭС суммарной мощностью 1,6 МВт. В целом доля ГЭС в структуре установленной мощности Востокэнерго составляет 26%, а в производстве электроэнергии 30%, что выше средних показателей по России (19,3%) установленной мощности ЕЭС России).

Таблица 4.1.

Основные показатели Востокэнерго, 2000 г., МВт, млрд. кВт. ч.

Примечание: В полезный отпуск АО-энерго включен отпуск АО- электростанций, входящих в состав региональной энергосистемы

Установленная мощность тепловых электростанций Востокэнерго на конец 2000 г. составила 8211 МВт, Из них конденсационные энергоблоки - 1265 МВт (15%), прочее конденсационное оборудование - 1491 МВт (18%), не блочное теплофикационное оборудование - 4488 МВт (55%). В составе конденсационных блоков эксплуатировались шесть угольных блоков типа К-210.

Значительное количество генерирующего оборудования физически и морально устарело, его доля составляет около 60% для региона Дальнего Востока. К 2005 году по этой причине следовало бы вывести из эксплуатации более 3,0 млн. кВт или около 30% установленной мощности, Наиболее тяжелое положение сложилось в Дальэнерго, где выбывающая мощность составляет порядка 77% установленной, и в Хабаровскэнерго - около 50%.

В покрытии максимума нагрузки энергосистем Востокэнерго участвуют электростанции других ведомств. Установленная, располагаемая мощность и выработка электроэнергии этих электростанций, имеющих связь по линиям электропередач с энергосистемами Востокэнерго, приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2.

Показатели блокстанций, участвующих в покрытии нагрузки Востокэнерго, 2000 г., МВт, млн. кВт. ч.

Как видно из этой таблицы, доля электростанций других ведомств незначительна - около 1% по установленной мощности.

На момент прохождения годового максимума электропотребления ОЭС Востока 25 декабря 2000 г. максимум нагрузки электростанций ОЭС Востока составил 4805 МВт (прирост 8,8% к 1999 г.) при располагаемой мощности электростанций ОЭС Востока 6514 МВт и установленной мощности 7147 МВт. Резерв мощности составил 35% максимума нагрузки. Максимальная нагрузка в 2000 г. по Востокэнерго составляла 7314 МВт.

Режимы работы южной части ОЭС Востока в настоящее время напряженные, особенно в зимний период работы. Пиковой мощности Зейской ГЭС, при слабости электрических связей Дальневосточной энергосистемы с другими системами ОЭС Востока, недостаточно, что приводит к существенной разгрузке ТЭЦ Дальневосточной системы (на 35-40%) и снижает их экономичность.

В последние два года наметился существенный рост электропотребления на территории Дальнего Востока: в 1999 году - на 6,2% (для сравнения, прирост по России - 3%), в 2000 году - на 4,5%, в т.ч. Сахалинэнерго - 7,8%, Хабаровскэнерго - 6,8%, Дальэнерго - 6,1%. Прирост был бы еще выше, если бы не проведение в эти годы достаточно жестких ограничений потребителей электроэнергии.

В структуре электропотребления большую долю занимает промышленность - 31% по Востокэнерго в 2000 г. Различия структуры потребления электроэнергии по региональным энергосистемам видны из данных о полезном отпуске электроэнергии, приведенным в табл. 4.3.

Основной вид топлива для тепловых электростанций Востокэнерго - каменный и бурый уголь. В 2000 году доля угля в суммарном расходе топлива на электростанциях составила 81%, в то время как мазута - 9,6%, природного газа - 7,9%, дизельного топлива - 1,5%. Расход угля в 2000 году достиг 10,1 млн. т у. т. или 22,2 млн. т натурального топлива.

На мазуте работают четыре электростанции: Николаевская ТЭЦ, Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Хабаровская ТЭЦ-2. На газе и мазуте - Комсомольские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3, на газе - Охинская ТЭЦ. На дизельном топливе работают ДЭС северных районов: Камчатки, Якутии и Магадана.

Из-за тяжелого финансового состояния региональных АО- энерго Дальнего Востока в последние годы запасы топлива на осенне- зимний период были недостаточны, что определяло весьма тяжелые условия прохождения зимних нагрузок, и приводило к существенным ограничениям потребителей - до 20 часов в сутки в Приморском крае. Наиболее кризисные регионы Дальнего Востока в плане топливоснабжения электростанций - Приморский край, Камчатка, Сахалин.

Таблица 4.3.

Полезный отпуск электроэнергии электростанциями

Негативное влияние на топливоснабжение всех регионов Дальнего Востока оказывает рост цены топлива и транспортных расходов. Так, средняя цена используемого на электростанциях топлива по Востокэнерго в 2000 году составляла 694 руб. на т у.т. - рост на 38,6% к 1999 г. Наибольший рост был для жидкого топлива - 64%, уголь подорожал на 29%, газ на 17%. Стоимость перевозки 1 т у. т. угля увеличилась на 46%, жидкого топлива на 6%, при росте стоимости угля на станции отправления на 22%, а жидкого топлива на 69%. Доля железнодорожного тарифа в цене привозного угля для электростанций Востокэнерго в настоящее время составляет порядка 60%.

Удельный расход условного топлива по Востокэнерго в 2000 году составил 387,9 г/кВтч отпущенной электроэнергии и близок к нормативному, однако существенно выше среднего по России значения - 338,5 г/кВтч для отрасли в 2000 г.

Основная причина ограничений потребителей - дефицит топлива на электростанциях, прежде всего угля, завоз которого в 2000 г. составил порядка 10 млн. т или почти 50% всего топлива, потребляемого энергетиками. Снижение выработки Приморской ГРЭС из-за дефицита топлива было частично скомпенсировано ростом выработки на ГЭС - Зейская ГЭС дала почти рекордную выработку - 5,6 млрд. кВт. ч, что почти на 30%) выше уровня 1999 года. Однако ожидать, что такими же многоводными будут и последующие годы, нет оснований.

Несмотря на резкий рост потребности в электроэнергии, имеющихся резервов мощностей на электростанциях достаточно для обеспечения электроснабжения потребителей в настоящее время и в ближайшие несколько лет. Конечно, при условии полного обеспечения топливом действующих электростанций и темпах роста потребления электроэнергии не более 5% в год.

Основная электрическая сеть электроэнергетических систем Дальнего Востока сформирована на напряжении 500, 220 и 110 кВ. Суммарная протяженность воздушных линий электропередач, находящихся на балансе региональных АО-энерго в 2000 году составила 88,5 тыс. км (по трассе), из них 46% на деревянных опорах, 33% на железобетонных опорах, 21% на металлических опорах. На балансе РАО «ЕЭС России» находится 2,1 тыс. км воздушных линий электропередач напряжения 500 кВ и 54 км ВЛ-220. Протяженность линий 35-220 кВ сельскохозяйственного назначения составила 12,5 тыс. км.

Основные системообразующие электрические связи ОЭС Востока вытянуты в широтном направлении вдоль Транссибирской железной дороги и БАМа и сформированы на напряжении 220 и 500 кВ. Сеть 500 кВ находится в стадии формирования - межсистемный транзит 500 кВ между Хабаровским и Приморским краями отсутствует, что существенно ограничивает перетоки мощности между ними.

Существующая электрическая сеть включает линии электропередач 500 кВ на участках Зейская ГЭС - Амурская - Хабаровская, Хабаровская - Комсомольская, Приморская ГРЭС - Дальневосточная, линии 220 кВ вдоль трассы Транссиба и БАМа и поперечные связи на напряжении 220 кВ.

Расход электроэнергии в электрических сетях энергосистем Востокэнерго в 2000 году составил 6,9 млрд. кВтч, т.е. 18% суммарной выработки всех электростанций. В последние годы потери в сетях значительно выросли за счет неэкономичных режимов работы энергетических систем, роста электропотребления в сети 0,4 кВ, где потери особенно велики, роста коммерческих потерь.

4.3. Проблемы развития электроэнергетики Дальнего Востока

Как следует из приведенного выше анализа существующего состояния экономики и энергетики Дальнего Востока, за последнее десятилетие в электроэнергетике региона накопилось множество проблем. Значительная их часть типична и для других регионов страны и определяется общенациональными экономическими тенденциями и изменениями, произошедшими в экономике. Есть и специфические региональные проблемы [4,7,37-41,47-48 и др.].

Наиболее острой текущей проблемой, напрямую приводящей к существенному снижению надежности электроснабжения и значительным ограничениям потребителей электрической и тепловой энергии, является нехватка оборотных средств для закупки топлива для электростанций.

Эта нехватка - следствие многих причин. Среди них: массовые, хронические неплатежи за потребленную электрическую и тепловую энергию; широкое использование суррогатных схем оплаты за энергию (взаимозачеты, векселя, бартер), несбалансированность взаимоотношений региональных и федеральных бюджетов, в т.ч. неполная и несвоевременная поддержка региона из федерального бюджета; заниженный уровень тарифов на энергию в ряде регионов Дальнего Востока; нестабильный характер взаимоотношений, конфликты и «политические войны» между администрацией регионов, региональными энергетическими компаниями и РАО «ЕЭС России» и федеральными органами власти и др.

Некоторые из этих проблем в последние годы потеряли свою остроту: уровень оплаты за электроэнергию достиг 100%, оплата производится в основном «живыми» деньгами, установились нормальные рабочие взаимоотношения в «коридорах» административной и «энергетической» власти. Однако груз этих проблем, не решавшихся целый ряд лет, остается: не оплачены прошлые долги, резко ухудшилось финансовое состояние региональных энергетических компаний.

Проблема топливоснабжения электростанций Дальнего Востока, усугубляется, как было показано выше, существенным ростом цен на топливо. Основной вклад в рост цен вносит рост железнодорожных тарифов на перевозку топлива. Транспорт сибирских углей на Дальний Восток в настоящее время приводит к его удорожанию примерно в 2,5 раза в сравнении с отпускной ценой угля на месте отгрузки.

Местная угольная промышленность Дальнего Востока переживает кризис. В силу ряда причин объемы добычи угля в настоящее время снизились, требуется определенное время и финансовые средства для того, чтобы можно было восстановить прежний уровень и наращивать производство топлива, необходимого энергетикам.

Осложняет ситуацию в топливоснабжении и исторически сложившаяся ориентация на монопольное положение угля, как доминирующего топлива для электростанций. Это снижает возможность маневра и приводит к необходимости закупки больших объемов энергетического угля в Сибири (порядка 30-50% потребности в последние годы).

Рост зависимости регионов Дальнего Востока от поставок топлива извне приводит к ряду негативных последствий для региона экономического и политического характера. Увеличивается влияние и давление на органы региональной власти Дальнего Востока федеральных органов исполнительной власти и отрасли электроэнергетики, РАО «ЕЭС России», крупных топливодобывающих компаний, органов власти соседних регионов. Снижается политический авторитет региональных властей, ослабляется экономическая самостоятельность регионов Дальнего Востока. Все это негативно отражается на геополитическим положении региона Дальнего Востока и России в целом в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Ослабляются и позиции энергетики Дальнего Востока на энергетических рынках стран АТР. Снижение энергетической независимости Дальнего Востока - это ослабление энергетической и экономической безопасности России в целом.

Энергетика Дальнего Востока переживает серьезный инвестиционный кризис. За последние десять лет установленная мощность электростанций региона практически не изменилась. Так, в ОЭС Востока рост установленной мощности электростанций с 1990 по 2000 год составил всего около 300 МВт (с 6,8 до 7,1 млн. кВт), что много меньше необходимого для компенсации естественного выбытия генерирующего оборудования.

В течение 90-х годов объемы инвестиций в электроэнергетику региона ежегодно сокращались [7,42,44,48] - и это основная причина не выполнения принятой «Федеральной целевой Программы экономического и социального развития Дальнего Востока и Забайкалья на 1996-2005 годы».

Согласно этой программе на развитие энергетического комплекса Дальнего Востока предусматривалось освоить в 1996-2000 годах 84,3 млрд. руб. в ценах 2000 года, в т.ч., за счет:

бюджета РФ и его субъектов - 24 млрд. руб. (29%),

средств РАО «ЕЭС России» - 45 млрд. руб. (53%)

средств предприятий - 13,5 млрд. руб. (16%),

прочих источников - 1,8 млрд. руб. (2%).

Однако освоено было лишь 20,3 млрд. руб., т.е. 24% требуемых

средств.

Программой предусматривался ввод 8 млн. кВт энергетических мощностей. Всего за 1996-2000 годы было введено 521 МВт или 6,5% заданий Программы - с учетом и вводов тех объектов, которые в Программе не были обозначены (дизельные электростанции).

Из-за недостаточного финансирования в этот период не были введены мощности на крупных гидравлических и тепловых электростанциях: Бурейской ГЭС (первая очередь мощностью 555 МВт), Усть-Среднеканской ГЭС (416 МВт), Вилюйской ГЭС (360 МВт), Приморской ГРЭС (блок 10 мощностью 210 МВт), Хабаровской ТЭЦ-3 (блок 4-180 МВт), Южно-Сахалинской ТЭЦ (110 МВт), Якутской ГРЭС (135 МВт), Нерюнгринской ГРЭС (блок 4-180 МВт).

В 1999 году инвестиции в развитие электроэнергетики Дальнего Востока составили всего 30% от объема 1991 года. Данные по источникам инвестиций в электроэнергетические объекты Востокэнерго за последние годы приведены в табл. 4.4.

Только в 2000 году, впервые за 10 лет, начался рост капитальных вложений. Объем инвестиций, по сравнению с 1999 годом, увеличился в 1,8 раза (в основном за счет Бурейской и Вилюйской ГЭС). Этот рост произошел главным образом за счет привлечения дополнительных средств (Министерства путей сообщения - по Бурейской ГЭС и заемных средств для строительства Вилюйской ГЭС) и роста объемов инвестиций РАО «ЕЭС России».

Следует отметить, что ежегодные планы-прогнозы капитальных вложений на практике часто меняются в течение года, принимаются несвоевременно и, как правило, включают не более 40% необходимых средств.

Выделение капитальных вложений на техническое перевооружение и реконструкцию действующих энергетических мощностей удовлетворяются также не более 40% потребности.

Наиболее плохо выделяются средства из бюджетов Российской Федерации и субъектов РФ. На практике они составляют не более 5% от утвержденных годовых планов-прогнозов капитальных вложений.

В настоящее время в энергосистемах Востокэнерго отсутствует полностью и инвестиционная составляющая в тарифах на электроэнергию.

Одновременно со снижением общих объемов инвестиций в энергетику сокращались и источники финансирования отдельных энергетических объектов. Это приводит к росту задолженности по ним за выполнение строительно-монтажных работ и поставку оборудования, конструкций и материалов. Задолженность порой достигает 70% объема освоения капиталовложений.

Таблица 4.4.

Финансирование капитальных вложений энергетических объектов

Финансирование капитальных вложений векселями и взаимозачетами вело к потере финансовых средств до 30%, что ведет к дополнительному росту задолженности. Использование таких суррогатных схем финансирования в 1999 году составляло почти 85% (см. табл. 4.4).

Увеличение с 1999 года полученных средств на финансирование капитальных вложений позволило сократить задолженность, которая составила на начало 2000 года 1,316 млрд. руб., т.е. 53% освоенных капитальных вложений.

В 2000 году появилась надежда на ежегодное увеличение инвестиций в развитие энергетического комплекса Дальнего Востока в 2001-2005 годах. На этот период разработаны направления вложения инвестиций для обеспечения необходимого ввода энергетических мощностей.

Инвестиционный кризис в энергетике Дальнего Востока повлиял и на состояние предприятий отраслей энергетического строительства в регионе.

Хроническое недофинансирование привело к существенному увеличению сроков строительства энергетических объектов, значительному росту объемов незавершенного строительства, оттоку профессиональных кадров, ослаблению строительных коллективов.

Для Дальнего Востока характерны особые условия сооружения энергетических объектов, которые создают ряд дополнительных объективных трудностей и проблем:

сооружение объектов на неосвоенной территории;

отсутствие внутренней инфраструктуры и большая отдаленность внешней инфраструктуры;

необходимость значительного жилищного строительства для строителей-энергетиков;

трудности формирования строительных коллективов;

ограничение строек в приобретении специализированной техники, необходимой для работы в тяжелых условиях и ее низкая надежность, производительность и качество;

необходимость создания крупных ремонтно- эксплуатационных баз строительной техники;

и др.

В результате, кроме удорожания строительства, увеличения трудоемкости, растут и сроки выполнения подготовительного и основного периодов сооружения объектов.

Одной из острых проблем развития электроэнергетики Дальнего Востока, типичной и для других регионов страны, является прогрессирующее старение основного энергетического оборудования

[7].

Как указывалось выше, около 60% генерирующего оборудования на Дальнем Востоке физически и морально устарело. В Востокэнерго к 2000 году отработало более 30 лет оборудование суммарной установленной мощностью порядка 1,7 млн. кВт или 22% мощности энергетической компании. К 2005 году эта мощность достигнет 30% или более 3,0 млн. кВт.

Таким образом, хотя в настоящее время фактический резерв мощности на электростанциях Дальнего Востока достаточно велик (35% от максимума нагрузки ОЭС Востока), большая часть имеющегося избытка мощности представляет собой устаревшее и изношенное оборудование, подлежащее замене.

Ситуация со старением оборудования различна в разных энергетических системах Дальнего Востока. Наиболее проблемные энергосистемы - Хабаровская и Дальневосточная, где доля мощности, отработавшей свой ресурс к 2005 году, составит соответственно 50% и 70% установленной мощности АО-энерго.

Так, в Дальневосточной энергосистеме к 2005 году отработают парковый ресурс агрегаты Приморской ГРЭС (агрегаты №2,3 к 2002 году), Артемовской ТЭЦ (№6,7,8 к 2005 г.) и Владивостокской ТЭЦ-2 (№1,2 к 2004 г. и №3,4 к 2010 г.). Суммарная мощность отработавшего оборудования составит 817 МВт или 70% установленной мощности АО- энерго.

Дефицит инвестиций вынуждает продлять срок службы оборудования сверх нормативного срока. Так на Партизанской ГРЭС ведутся работы по продлению паркового ресурса агрегатов №2 и 3.

Высокая изношенность оборудования характерна и для электрических сетей, особенно низших напряжений. Так по состоянию на конец 2000 года неудовлетворительное техническое состояние имеют 19,6% воздушных линий электропередач 0,38 кВ и 13,9% В Л 6-20 кВ Востокэнерго, непригодны к эксплуатации соответственно 8,8%) и 7,8%) линий этих классов напряжений. Техническое состояние трансформаторных пунктов также нельзя признать удовлетворительным - 3,6%) ТП 6-35/0.4 кВ непригодны к эксплуатации, а 14,7% имеют неудовлетворительную оценку.

Весьма слаба обеспеченность предприятий электрических сетей средствами механизации и транспорта. Они сильно изношены. Наибольшую изношенность средств механизации и транспорта имеют Амурэнерго - 42,8%), Якутскэнерго - 31,5%), Дальэнерго - 29,6% и Сахалинэнерго - 29,1%.

В сетевой компании «МЭС Востока», выполняющей эксплуатацию и ремонт межсистемных электрических сетей, 17,9%) единиц автомобильного транспорта и средств механизации подлежит списанию.

Дефицит финансовых средств энергетических компаний Дальнего востока, прогрессирующее старение оборудования и другие вышеуказанные явления негативно отражаются на хозяйственно- экономической деятельности энергосистем. Среди их последствий следует выделить:

значительное увеличение сроков ремонтов и затрат на ремонт энергетического оборудования и частая

приостановка ремонтных работ из-за несвоевременной оплаты;

неритмичность поставок дальнепривозного угля;

рост топливной составляющей в себестоимости производства электроэнергии за счет высоких транспортных тарифов на привозной уголь;

нерациональные режимы работы энергосистем из-за дефицита маневренной мощности и слабости электрических связей внутри ОЭС Востока;

повышенная экологическая нагрузка на природную среду из-за широкого использования непроектных видов топлива и топлива ухудшенного качества;

повышенный износ оборудования и рост разрывов мощности на тепловых электростанциях по этой же причине;

Рост себестоимости производства электроэнергии и тарифов на электроэнергию для потребителей.

Важной для региона Дальнего Востока является проблема взаимодействия и координации друг с другом органов региональной государственной власти, федерального правительства, аппарата энергетических компаний регионального и федерального уровней. В новых социально-экономических условиях с ростом самостоятельности (и местного сепаратизма) регионов, изменением форм собственности в электроэнергетике, с учетом тяжелого состояния энергетического хозяйства на Дальнем Востоке устойчивое развитие энергетики на перспективу может быть обеспечено лишь при согласованном и скоординированном, активном участии всех заинтересованных сторон. Это важный аспект, которому нужно уделять большое внимание.

5. АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРАТЕГИЙ РАЗВИТИЯ

ОЭС ВОСТОКА

Методические вопросы комплексного анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем

Как было показано в главе 2 (см. также [9-11]), проблемы управления функционированием и развитием региональных электроэнергетических систем в современных условиях существенно усложнились.

Принципиальное важнейшее отличие от действовавшей ранее системы централизованного управления - кардинальное изменение роли государства в процессе управления электроэнергетикой. Прямое директивное управление сменилось использованием косвенных экономических, правовых и нормативных методов управления. На процесс управления развитием региональных энергетических систем существенное влияние оказывают и многие другие субъекты отношений, имеющие собственные интересы. Рассмотрим это более подробно.

Как указывалось в главе 2, региональная энергетическая система является субъектом ряда энергетических рынков: электроэнергии, топлива и др.

Так на оптовом и розничном рынках электроэнергии в соответствии со сложившейся технологической структурой производства, распределения и потребления электроэнергии взаимодействуют друг с другом:1) производители электроэнергии: региональные энергетические компании (АО- энерго); атомные электростанции министерства атомнойэнергетики; отдельные АО-электростанции, являющиеся дочерними предприятиями РАО «ЕЭС России»; ведомственные электростанции других ведомств (независимые производители электроэнергии); производители электроэнергии соседнихрегионов;2) организации, транспортирующие электроэнергию: электросетевые компании РАО «ЕЭС России», осуществляющие межрегиональные и внутрирегиональные перетоки электроэнергии; распределительные электросетевые и энергосбытовые организации (в составе региональной энергетической компании или самостоятельные), доводящие электроэнергию до каждого потребителя региона;3) потребители электроэнергии (бюджетные и внебюджетные, льготные и не льготные, мелкие и крупные).

Фактически в сферу рынка электроэнергии (см. табл. 3.1) вовлечены практически все хозяйствующие субъекты региона и все его население. Большое влияние на этот рынок оказывают органы федеральной и региональной государственной власти и местного самоуправления, различные политические и общественные организации и движения, население, привлекающие для этого и средства массовой информации.

Характер и степень участия этих субъектов в работе рынков электроэнергии, форма их влияния на их работу различны для разныхсубъектов.

Основной поставщик электроэнергии на региональный рынок - региональная энергетическая компания, производящая и распределяющая большую долю электроэнергии. В своей деятельности компания руководствуется обязанностью полного, бесперебойного и надежного обеспечения всех потребителей региона электроэнергией определенного качества. ТЭЦ, входящие в состав энергетической компании, обеспечивают, как правило, большую часть производства тепловой энергии. Таким образом, в силу инфраструктурного характера своей деятельности, энергетическая компания выполняет важную общественную функцию. В то же время, энергетическая компания - самостоятельно хозяйствующий субъект и в условиях рыночной экономики стремится к повышению прибыли от своей деятельности. Компания объективно заинтересована в росте объемов производства электрической и тепловой энергии, строительстве новых электростанций, обновлении и модернизации действующего оборудования, продаже электроэнергии в соседние регионы и за рубеж, достаточно высоких тарифах на электроэнергию и тепло, обеспечивающих высокую прибыль предприятия и развитие производственных фондов.

Конкурирующие с региональной энергетической компанией другие производители электроэнергии стремятся упрочить свое место на рынке электроэнергии, обеспечить рост прибыли от своей деятельности. Наряду с этим, многие из этих предприятий преследуют и собственные (отраслевые) интересы, связанные с другой деятельностью. Так, эффективная работа атомных электростанций необходима для поддержки атомной промышленности в целом, включая сохранение производственного и научно-технического потенциала отрасли. Многие блок-станции и т.н. независимые производители энергии руководствуются стремлением обеспечить максимальную надежность и энергетическую безопасность основного производства, повысить уровень энергетической независимости от поставок электроэнергии от региональной энергосистемы. Это наиболее характерно для предприятий нефтяной и газовой промышленности, активно проводящих в последние годы политику создания собственных электрогенерирующих мощностей.

Самостоятельные АО-электростанции заинтересованы в стабильном сбыте электроэнергии, полной загрузке оборудования, высоких продажных тарифах на электроэнергию.РАО «ЕЭС России», как совладелец региональных компаний, АО-электростанций и основных электрических сетей, объективно заинтересовано в росте их прибыльности, развитии их генерирующихи V 1мощностей и электросетевои инфраструктуры.

Организации, осуществляющие транспорт, распределение и сбыт электроэнергии заинтересованы в росте прибыльности своей деятельности, расширении сферы и объемов продаж электроэнергии путем сооружения новых электросетевых объектов и обновления действующих электрических сетей.

Важную, хотя и косвенную роль на рынке электроэнергии играют поставщики топлива для электростанций, поскольку эти поставки составляют значительную долю их производственного объема. Они заинтересованы в росте цен на топливо и, как следствие, тарифов на электроэнергию.

Основной источник финансовых средств для развития электроэнергетики в настоящее время - собственные средства энергетических предприятий, величина которых прямо зависит от уровня тарифов на электроэнергию. Стремление потребителей к снижению тарифов объективно противоречит необходимости

Обзор методов многокритериального анализа решений по развитию сложных систем

Задачи выбора рациональных вариантов развития электроэнергетических систем в условиях множественности интересов заинтересованных сторон весьма сложны, как в методическом отношении, так и на практике.

Ниже дается краткий обзор известных методических работ по решению задач многокритериальной оптимизации при развитии сложных технических систем, опыта использования этих подходов для задач развития электроэнергетических систем. Далее анализируется специфика реальных задач управления развитием региональных электроэнергетических систем и возможности использования существующих многокритериальных подходов для их решения. В дальнейшем формулируются предложения по использованию методики многокритериального анализа в практике решения задач развития электроэнергетических систем с учетом их специфики.

В общем случае можно выделить два подхода к обоснованию решений по развитию сложных систем: использование формализованных методов обоснования решений по развитию систем и неформализованные процедуры формирования компромиссныхрешений.

Известные формализованные методы включают в себя в основном методы т.н. многокритериального анализа и методы математической теории игр. Неформализованные процедуры достижения компромисса, хотя они, как правило, и используются на практике, фактически не нашли отражения в литературе и методика их организации недостаточно разработана (во всяком случае в сфере задач развития электроэнергетики).

Упомянутые методы теории игр [12-14 и др.] в реальной практике принятия решений в энергетике (с большим числом заинтересованных сторон, их интересов и сложностью задачи) фактически не применяются вследствие их сложности и громоздкости. Поэтому ниже основное внимание уделяется методам многокритериального анализа.

Теоретические положения многокритериального анализа при обосновании решений по развитию технических систем развиваются с начала 1980-х годов. Основы этого анализа заложены и развиты в основном иностранными специалистами [12-21 и др.]. Имеется опыт, также в основном зарубежный, использования различных подходов для решения практических задач, в том числе некоторых задач в электроэнергетике [15, 17]. Есть попытки применения этих методов для решения отдельных задач развития электроэнергетических систем в России [19,21,22,34 и др.].Известны некоторые работы, в которых делается попытка систематизации и классификации многокритериальных подходов при управлении развитием электроэнергетики в России [2,19,23].

Однако предлагаемые подходы, как правило, имеют академический, теоретический характер, не реализованы в виде пригодных для использования в практике методик и методических положений и весьма мало используются для решения реальных задач. Требуется также определенное переосмысление применения предложенных подходов в изменившихся социально-экономических условиях современной России.С определенным упрощением известные методы многокритериального анализа можно сгруппировать (см. табл. 3.3) в следующие шесть классов методов [2].заключается в сведении исходной многокритериальной оптимизационной задачи к задаче с одним критерием с последующим ее решением. Это может быть «наиболее важный» с точки зрения решающего задачу критерий, либо критерий, формируемый как некая явная функция от множества рассматриваемых критериев (взвешенная сумма и др.). В процессе формирования единого скалярного критерия могут применяться и различные методы экспертных оценок «важности» различных критериев.

Основной недостаток полученного таким образом скалярного критерия - отсутствие достаточных обоснований правомочности его использования. По этой причине принимаемые решения могут быть подвержены критике из-за слишком «малого» по мнению различных субъектов учета их интересов.

Достоинство этого подхода заключается в его относительной простоте, малой трудоемкости и прозрачности. Вследствие этого, несмотря на его недостатки, он достаточно часто используется на практике. В частности известный критерий приведенных затрат, включающий в себя текущие издержки эксплуатации и капитальные вложения в развитие системы, может рассматриваться как пример такого скалярного критерия. 2. Алгоритмы векторной оптимизации [18,21]. Идея этих алгоритмов заключается в стремлении получить и формально описать область доминирующих вариантов решения задачи, т.е. вариантов, конкурирующих друг с другом в смысле использования различных критериев оптимальности. Эти алгоритмы позволяют сузить множество возможных решений, определив эффективные крайние решения и их сочетания. Содержательный анализ полученного множества (множества Парето) и выбор оптимального решения возлагается на специалиста.Классификация методов многокритериального анализа

Несмотря на свою математическую строгость, этим методам присущи серьезные недостатки. Чтобы полученное множество вариантов было обозримым для лица, принимающего решения, оно должно быть очень небольшим и компактным, что мало реально в практических задачах.Кроме того, для возможности практической реализации такого подхода требуются довольно жесткие требования к структуре и размерности формальной математической модели рассматриваемой системы.

Достоинствами подхода являются его строгость и точность, явное использование принципа оптимальности при описании возможных решений задачи, возможность определения крайних максимально достижимых уровней по отдельным критериям, описание взаимозависимостей решений по различным критериям.

В практике управления развитием электроэнергетических систем из-за указанных недостатков этот метод не нашел широкого применения.3. Методы целевого программирования [18]. Общей идеей этих . методов является решение исходной задачи путем последовательного решения однокритериальных задач, в которых тем или иным образом учитываются возможные отклонения по другим критериям.Эти методы имеют несколько модификаций.

Состояние электроэнергетических систем Дальнего Востока

Централизованное снабжение потребителей электроэнергии на Дальнем Востоке (см. рис. 4.1) осуществляют семь региональных электроэнергетических систем: Амурская, Дальневосточная, Камчатская, Магаданская, Сахалинская, Хабаровская и Якутская. Централизованным электроснабжением охвачено 94% населения региона [3,4,7,37-44 и др.].

В настоящее время, по данным на конец 2000 г., установленная мощность электростанций Дальнего Востока составляет 11,1 млн. кВт, из которых 70% или 7,1 млн. кВт сосредоточено в Объединенной энергосистеме Востока - ОЭС Востока. В сфере ее влияния - Приморский и Хабаровский края, Амурская область и юг Республики Саха (Якутия). Остальные энергетические системы и отдельные энергетические узлы работают изолированно друг от друга ОЭС Востока имеет слабые электрические связи по сетям 220 кВ с ОЭС Сибири, которые по режимным условиям разомкнуты.

В процессе реформирования электроэнергетики России в собственность РАО «ЕЭС России» были переданы крупнейшие электростанции региона (Зейская ГЭС, Приморская ГРЭС, Колымская ГЭС, Вилюйская ГЭС), многие подстанции и линии электропередач напряжением 500 и 220 кВ. В 1997 г. создано представительство РАО «ЕЭС России» по управлению акционерными обществами электроэнергетики Восточной части России «Востокэнерго», которое и управляет практически всей электроэнергетикой Дальнего Востока. За Востокэнерго в настоящее время закреплены следующие 17 акционерных обществ: региональные АО-энерго: Амурэнерго, Дальэнерго, Камчатэнерго, Магаданэнерго, Сахалинэнерго, Хабаровскэнерго, Якутэнерго, Колымаэнерго (Колымская ГЭС), АО- электростанции: Зейская ГЭС, ЗАО ЛуТЭК, Бурейская ГЭС, Ногликская газовая электрическая станция и др. акционерные общества проектного и строительного профиля. Во всех этих обществах РАО «ЕЭС России» имеет контрольный пакет акций.

В составе Востокэнерго 51 электростанция, из них три электростанции федерального уровня. В составе ОЭС Востока работают две крупнейшие электростанции Дальнего Востока - Зейская ГЭС (установленной мощностью 1330 МВт) и Приморская ГРЭС (1467 МВт) - дочерние предприятия РАО «ЕЭС России»,

Данные по установленной, располагаемой мощности, выработке и потреблении электрической энергии Востокэнерго в 2000 г. приведены в табл. 4.1.Среднегодовое число часов использования установленной мощности электростанций Востокэнерго в 2000 г. составило 3858 часов. Коэффициент эффективности использования установленной мощности - 69%. Ограничения (разрывы) мощности на электростанциях составили 931 МВт, в т.ч. на тепловых электростанциях 840 МВт, на ГЭС - 91 МВт. Основные причины ограничений на тепловых электростанциях - использование непроектного и ухудшенного качества топлив, дефицит котельной мощности.

В состав Востокэнерго входят три крупные гидроэлектростанции: Зейская (1330 МВт установленной мощности), Колымская (900 МВт) и каскад Вилюйских ГЭС (680 МВт), суммарной установленной мощностью 2910 МВт. В Камчатэнерго функционируют малые ГЭС суммарной мощностью 1,6 МВт. В целом доля ГЭС в структуре установленной мощности Востокэнерго составляет 26%, а в производстве электроэнергии 30%, что выше средних показателей по России (19,3%) установленной мощности ЕЭС России).

Установленная мощность тепловых электростанций Востокэнерго на конец 2000 г. составила 8211 МВт, Из них конденсационные энергоблоки - 1265 МВт (15%), прочее конденсационное оборудование - 1491 МВт (18%), не блочное теплофикационное оборудование - 4488 МВт (55%). В составе конденсационных блоков эксплуатировались шесть угольных блоков типа К-210.

Значительное количество генерирующего оборудования физически и морально устарело, его доля составляет около 60% для региона Дальнего Востока. К 2005 году по этой причине следовало бы вывести из эксплуатации более 3,0 млн. кВт или около 30% установленной мощности, Наиболее тяжелое положение сложилось в Дальэнерго, где выбывающая мощность составляет порядка 77% установленной, и в Хабаровскэнерго - около 50%.

В покрытии максимума нагрузки энергосистем Востокэнерго участвуют электростанции других ведомств. Установленная, располагаемая мощность и выработка электроэнергии этих электростанций, имеющих связь по линиям электропередач с энергосистемами Востокэнерго, приведены в табл. 4.2.Как видно из этой таблицы, доля электростанций других ведомств незначительна - около 1% по установленной мощности.

На момент прохождения годового максимума электропотребления ОЭС Востока 25 декабря 2000 г. максимум нагрузки электростанций ОЭС Востока составил 4805 МВт (прирост 8,8% к 1999 г.) при располагаемой мощности электростанций ОЭС Востока 6514 МВт и установленной мощности 7147 МВт. Резерв мощности составил 35% максимума нагрузки. Максимальная нагрузка в 2000 г. по Востокэнерго составляла 7314 МВт.

Режимы работы южной части ОЭС Востока в настоящее время напряженные, особенно в зимний период работы. Пиковой мощности Зейской ГЭС, при слабости электрических связей Дальневосточной энергосистемы с другими системами ОЭС Востока, недостаточно, что приводит к существенной разгрузке ТЭЦ Дальневосточной системы (на 35-40%) и снижает их экономичность.

В последние два года наметился существенный рост электропотребления на территории Дальнего Востока: в 1999 году - на 6,2% (для сравнения, прирост по России - 3%), в 2000 году - на 4,5%, в т.ч. Сахалинэнерго - 7,8%, Хабаровскэнерго - 6,8%, Дальэнерго - 6,1%. Прирост был бы еще выше, если бы не проведение в эти годы достаточно жестких ограничений потребителей электроэнергии.

В структуре электропотребления большую долю занимает промышленность - 31% по Востокэнерго в 2000 г. Различия структуры потребления электроэнергии по региональным энергосистемам видны из данных о полезном отпуске электроэнергии, приведенным в табл. 4.3.

Основной вид топлива для тепловых электростанций Востокэнерго - каменный и бурый уголь. В 2000 году доля угля в суммарном расходе топлива на электростанциях составила 81%, в то время как мазута - 9,6%, природного газа - 7,9%, дизельного топлива - 1,5%. Расход угля в 2000 году достиг 10,1 млн. т у. т. или 22,2 млн. т натурального топлива.

На мазуте работают четыре электростанции: Николаевская ТЭЦ, Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Хабаровская ТЭЦ-2. На газе и мазуте - Комсомольские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3, на газе - Охинская ТЭЦ. На дизельном топливе работают ДЭС северных районов: Камчатки, Якутии и Магадана.

Характеристика анализируемых стратегий развития ОЭС Востока

Состав рассматриваемых в работе возможных стратегий развития ОЭС Востока приведен в табл. 5.8. Цифрами в этой таблице указаны номера расчетных вариантов. Для вариантов с экспортом электроэнергии (в столбцах «макс.») в скобках указана энергосистема, осуществляющая экспорт.

Как видно из этой таблицы, рассматриваются четыре стратегии развития: базовая, угольная, гидроэнергетическая и атомная. Каждая из них формируется для условий низкого и высокого уровней потребления электроэнергии (варианты 1-8). Для базовой стратегии дополнительно рассматривается три варианта экспорта электроэнергии (варианты 9-14).

Состав стратегий сформирован по технологическому принципу: с приоритетом сооружения различных типов электростанций и охватывает всю гамму возможных стратегий для рассматриваемого региона. Тем самым предполагается, что это множество вариантов в целом включает в себя оптимальные стратегии развития энергосистемы с точки зрения различных заинтересованных сторон.

В основу базовой стратегии положены предложения по развитию ОЭС Востока разработанных Схем развития ОЭС Востока и ЕЭС России на перспективу 2010-2015 годов. В настоящей работе приняты несколько меньшие вводы на электростанциях, чем в этих Схемах, с целью снижения имеющихся там избытков мощностей. Развитие ОЭС Востока в период за 2015 годом, рассматриваемое в настоящей работе, соответствует «духу» базового варианта.

Данные по суммарной установленной мощности электростанций ОЭС Востока всех рассмотренных вариантов приведены в табл. 5.9 и 5.10. Там же выделены электростанции, мощность которых варьируется по вариантам.В скобках указаны номера расчетных вариантов, соответствующие таблице 5.8.

Как видно из этих таблиц, в базовой стратегии предполагается развитие ОЭС Востока за счет комплексного использования потенциала развития всех типов электростанций: КЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС. В частности предполагается сооружение Бурейской и НижнеБурейской ГЭС, а в 2010-200 годах ввод мощностей на НижнеЗейских ГЭС, Дальнереченском ГЭК и Ургальской ГЭС. Наряду с этим, в 2015-2020 годах предусматривается ввод двух блоков Приморской атомной электростанции. Предполагается развитие и конденсационных электростанций на угле и природном газе: Нерюнгринской и Партизанской ГРЭС и др.

Вторая, угольная стратегия отличается от базовой меньшими вводами мощностей на новых ГЭС (см. табл. 5.9 и 5.10), отсутствием вводов ядерных энергоблоков и дополнительными компенсирующими вводами к концу расчетного периода мощностей на КЭС на угле в Хабаровской энергосистеме.

В третьей, гидроэнергетической стратегии [7,50-52] предполагается большее, чем базовой стратегии, развитие ГЭС - к концу периода вводятся мощности на ряде новых ГЭС: Ургальской ГЭС-2, Гилюйской, Хорской и Бикинской. Вводы мощностей АЭС, здесь, как и в угольной стратегии, отсутствуют.Детальная характеристика этих ГЭС и обоснование их включения в состав строящихся электростанций дается в следующем разделе работы.

Атомная (четвертая) стратегия ориентирована на больший ввод ядерных энергетических блоков (3 блока по 640 МВт к 2020 году в варианте высокого электропотребления) за счет отказа от сооружения Дальнереченского ГЭК и Ургальской ГЭС.

В вариантах со значительным экспортом электроэнергии дополнительно предусматривается сооружение экспортно- ориентированных электростанций. Это дополнительные энергоблоки на АЭС в Приморье и Учурская ГЭС в варианте экспорта электроэнергии из Якутии.

Предполагается при этом, что величина этого экспорта не зависит от уровней электропотребления ОЭС Востока. Приграничный (малый) экспорт электроэнергии учитывается во всех рассматриваемых вариантах. Данные о возможном экспорте электроэнергии в этих вариантах приведены в табл. 5.11.

В варианте с экспортом из Амурской энергосистемы предполагается экспорт временно избыточной (после ввода Бурейской ГЭС) электроэнергии в Китай. В целях поддержания уровня экспорта на соответствующем уровне в более отдаленной перспективе (по мере роста потребности в ОЭС Востока) предусматривается дополнительный ввод конденсационных агрегатов на угле. Сроки их ввода и вводимая мощность варьируются в зависимости от уровня электропотребления.

Для атомной стратегии рассматривается вариант экспорта от АЭС, размещаемых в Дальневосточной энергосистеме. Мощность дополнительно вводимых блоков АЭС и сроки их ввода также различны для условий низкого и высокого уровней электропотребления.

Как было поазано выше (см. анализ существующего состояния электроэнергетики Дальнего Востока, п.4.2), острейшей проблемой энергоснабжения на Дальнем Востоке является стабилизация топливоснабжения электростанций региона. Эта задача сложна, поскольку требуется переломить сложившиеся негативные тенденции в функционировании и развитии местных топливных баз. Ее решение потребует больших капитальных вложений в разработку новых угольных месторождений.

Кардинальным способом решения этой проблемы могло бы быть крупномасштабное строительство безтопливных электростанций (ГЭС) или атомных электростанций. Этим крайним альтернативам соответствуют в определенной мере описанные выше гидроэнергетическая и атомная стратегии развития ОЭС Востока.

Из этих альтернатив более предпочтительным, по ряду причин, является расширенное гидроэнергетическое строительство

Масштабное строительство АЭС на Дальнем Востоке, по- видимому, нецелесообразно из-за: негативного отношения населения, проблем дальнего транспорта ядерного горючего и отработавшего топлива, переработки и захоронения отходов, потенциально большой опасности АЭС как источника радиационного загрязнения, отсутствия опыта сооружения и эксплуатации крупных АЭС, кадровых проблем, неясности экономической эффективности и др.

Стратегия расширенного гидростроительства, в отличие от атомной стратегии, позволяет разрешить и некоторые важные для экономики Дальнего Востока вопросы неэнергетического характера. Регулировка стока рек в целях судоходства, водоснабжения, сельского хозяйства, снижение рисков наводнений и пр. позволяют получить значительный дополнительный эффект в экономике региона. Этот эффект по своим масштабам может быть сопоставим с энергетическим эффектом.

В электроэнергетике региона расширенное гидроэнергетическое строительство позволяет отказаться от дополнительного завоза топлива, покрыть потребность в пиковой мощности и электроэнергии на длительную перспективу.

Важность и однозначность именно этого направления развития энергетики Дальнего Востока была, в частности, подтверждена Научно-Техническим Советом РАО «ЕЭС России» на выездном заседании 7-8 сентября 2000 года, при рассмотрении проекта «Программы развития и концепции технического перевооружения гидроэнергетики России в период до 2015 года».

Ниже более подробно рассматриваются вопросы реализации стратегии расширенного гидроэнергетического строительства на территории Дальнего Востока и ОЭС Востока [7,42,44,48].Гидроэнергетический потенциал Дальнего Востока, составляющий 35% от общероссийского, задействован лишь на 4%.

В настоящее время на Дальнем Востоке работают три крупные гидроэлектростанции (см. табл. 5.12): Вилюйская ГЭС-1,2,Колымская и Зейская ГЭС.В стадии строительства находятся еще три крупные ГЭС: Вилюйская ГЭС-3, Усть-Среднеканская и Бурейская ГЭС. Кроме этого, строится ряд малых ГЭС на Камчатке.

Похожие диссертации на Обоснование развития региональных энергетических систем в условиях множественности интересов : На примере электроэнергетики Дальнего Востока

Научно-методические принципы комплексного обоснования направлений развития теплоснабжающих системФедяев, Андрей Витальевич

Обоснование развития электроэнергетики энергодефицитного региона с учетом требований надежного электроснабжения потребителей : (на примере Дальневосточного региона)Малич, Вячеслав Михайлович

Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемыВасильев, Виктор Алексеевич



Научно-методические основы многоуровневого моделирования и оптимизации развития систем газоснабжения Илькевич Николай Иванович

Многофакторное исследование перспектив развития систем дальнего теплоснабжения на базе транспорта теплоты в химически связанном состоянииГодомолзин, Анатолий Николаевич



Учет загрязнения окружающей среды аэрозолями в задачах развития энергетических систем Моложникова Елена Владимировна

Оптимизация развития электроэнергетических систем методами теории нечетких множествКрысанова, Ирина Николаевна



Исследование эффективности управления электрической нагрузкой при оптимизации развития электроэнергетических системХанаев Вениамин Вениаминович



Методология и средства управления развитием региональных систем газоснабженияКарасевич Александр Мирославович



Методологические и практические основы энергосбережения в энергетических системах и комплексах для устойчивого развития Байкальского региона Дамбиев Цырен Цыдэнович