98
более экономичное ГО и при необходимости
дополнительных пусков, например, при увеличении
потребления, цена каждого последующего пуска будет
дороже предыдущего.
Рассчитаем стоимость дополнительного пуска ГО с
высокой ценой пуска и работы по формуле (1) [5].
ГО
пуск
= ·
(
пуск_ВСВГО
;
огр_пуск
·
мах_РСВ
),
(1)
где:
S
– величина требований по оплате пуска ГО;
M
– Величина установленной мощности ГО;
пуск_ВСВГО
– стоимость пуска 1 МВт мощности;
огр_пуск
– коэффициент ограничения стоимости;
мах_РСВ
– максимальное значение параметра «цена за
день» в ценовых заявках участника ОРЭМ.
Рассмотрим максимальную стоимость пуска единицы
ГО тепловой электростанции. Мощность паровой турбины
примем 60 МВт, поскольку данная мощности близка к
рассматриваемому объему ЦЗСП и данная модификация
турбин является самой распространенной в ЕЭС России,
так как предназначены для установки на тепловых
электростанциях средних и больших городов. При
большей величине объема ЦЗСП можно будет
рассматривать
больший
объем
генерации
и
соответственно другой экономический эффект.
Таким образом, в период ВСВГО с 18 по 20 августа
2021 года максимальная стоимость пуска ГО тепловой
электростанции мощностью 60 МВт составит:
ГО
пуск
= 60 · 140000 = 8,4 млн. руб.
Для подсчета стоимости работы ГО в течении одних
суток необходимо умножить стоимость работы 1 МВт
мощности на количество часов в сутках:
ГО
раб
= 20000 · 60 · 24 = 28,8 млн. руб.
Таким образом суммарная стоимость пуска и работы
ГО в течении одних суток составит:
ГО
общ
=
пуск
+
раб
= 8,4 + 28,8 = 37,2 млн. руб.
Необходимо отметить, что расчеты цен пуска и работы
ГО производились на временном интервале равном одним
суткам, поскольку включение ГО на более короткие
интервалы времени экономически нецелесообразно и
практически не реализовано в действующей модели
ВСВГО.
Однако, услуги по управлению спросом оказываются
на 2 или 4 часа. Для оценки стоимости оплаты услуг по
управлению спросом примем за временной интервал
максимальные 2 часа, для сопоставления с ценой пуска
ГО объем снижения примем аналогично – 60 МВт, за
стоимость одного часа примем максимальную ценовую
заявку за оказание услуг по механизму управления
спросом:
упр.спр.
общ
= 220000 · 60 · 2 = 26,4 млн. руб.
Следовательно, дополнение механизма ВСВГО
действием ЦЗСП будет эффективнее, чем включение
пиковой генерации. Приведенный пример можно
рассматривать для оценки вариантов пусков наиболее
дорогих турбогенераторов при оценке условий включения
дорогих турбогенераторов либо применения механизма
ЦЗСП.
Таким образом, подход, в котором учтена возможность
потребителя с ЦЗСП снизить потребление мощности при
формировании ВСВГО позволяет получить наибольший
экономический эффект при оптимизации состава
включенного ГО, однако для принятия окончательного
решения требуется накопление достаточного объема
статистических данных о функционировании механизма, в
первую очередь, статистики по фактической разгрузке
потребителей с ЦЗСП относительно заявленного объема.
IV.
З
АКЛЮЧЕНИЕ
Пилотный проект по управлению спросом в
ЕЭС России демонстрирует работоспособность модели
организации экономических взаимоотношений для нового
вида системных услуг в энергосистеме, наличие
технологий управления потреблением и высокую
заинтересованность со стороны потребителей розничного
рынка
электроэнергии
и
организаций
электроэнергетической отрасли. По мере увеличения
объема потребления, участвующего в механизме
управления спросом и расширения включенных в
механизмы управления спросом перечня реализуемых
потребителями
мероприятий
(например,
помимо
снижения объема потребления электроэнергии в
определенные Коммерческим оператором часы суток, у
потребителей
могут
быть
возможности
по
перераспределению электропотребления между часами
суток в заданных ими пределах при сохранении
суммарного за сутки объема потребления электроэнергии)
целесообразно полноценно интегрировать имеющиеся у
потребителей возможности по изменению объема покупки
электроэнергии
во
все
этапы
планирования
электроэнергетических режимов.
Список литературы
[1]
Интеграция агрегаторов управления спросом на электроэнергию в
систему рыночных отношени// Ишкова Е.М.// Материалы
юбилейной Х Международной научно-технической конференции
«Электроэнергетика глазами молодежи», Иркутск 2019 г., стр. 61.
[2]
Steven Nadel. Demand response programs can reduce utilities’ peak
demand an average of 10 %, complementing savings from energy effi
ciency programs. American Council for an Energy-Effi cient Economy
(ACEEE) (February 9, 2017);
/ blog / 2017 / 02 /
demand-response-programs-can-reduce.
[3]
Vygon Consulting, АО «СО ЕЭС». Demand Response на российском
рынке: Барьеры и перспективы. – декабрь 2018. – с.2.
[4]
Nexant, Is Behavioral Energy Effi ciency and Demand Response Really
Better Together? (2016);
data/papers/2_1222.pdf.
[5]
Регламент определения объемов, инициатив и стоимости
отклонений. Приложение № 12 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка. Москва, НП Совет рынка, 2021 г.
