1 Организация торговли на БР Лабутин Г.В. Москва, апрель 2008 г. - презентация

1 1 Организация торговли на БР Лабутин Г.В. Москва, апрель 2008 г.

2 2 План презентации Изменения в оперативно-диспетчерском управлении с развитием рыночных отношений 1 Функционирование БР и управление генерацией в реальном времени 2

3 3 Принципы управления генерацией на ФОРЭМ Планирование и управление –На основе балансов ФЭК (квартал, месяц, суточная разбивка) –На уровне ЦДУ, ОДУ - сальдоперетоки по крупным объектам (АО-Энерго, ФЭС, крупным потребителям) –Участником самостоятельно – генерация станций внутри АО с условием соблюдения заданных сальдоперетоков Отклонения –На месячные объемы электроэнергии по крупным объектам –В контрольные часы по мощности –Не определялись по станциям внутри АО-Энерго –Механизм корректировки плановых объемов на месяц по крупным объектам – сверхплановые торги и пул Критерий оптимальности –Выполнение месячных объемов баланса по крупным объектам –Минимизация стоимости поставки и объемов отклонений по инициативе диспетчера –Загрузка станций внутри АО-Энерго – по критериям, определяемым менеджментом на местах ЦДС АО- энерго ЦДУ ЕЭС России ОДУ – филиалы РАО «ЕЭС России»

4 4 Принципы управления генерацией после создания СО и запуска ОРЭПП (до запуска БР) Планирование на сутки вперед –Почасовое, централизованное, трехуровневое + торги в АТС –Подробная расчетная электрическая модель ЕЭС (6013 узлов в Европейской части, 567 в Сибири) с актуальными системными ограничениями (сечений: 250,49) –На основе полных плановых почасовых объемов потребления (заявки потребителей) –По каждой электростанции >20 Мвт (включая станции АО-Энерго и крупные блок- станции) –Предварительный диспетчерский график (ПДГ) раздельно по объектам генерации и потребления –Ежедневный диспетчерский график на основе результатов конкурентного отбора ценовых заявок в АТС (торговый график) Оперативное управление –По иерархии ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (кроме участников с независимыми ДЦ) –На основе ранжированных списков генерации (по тарифам ФСТ) Отклонения –Почасовые, факт – торговый график с учетом инициатив –Механизм корректировки плановых объемов на сутки вперед – сектор свободной торговли –С помощью ранжированных списков (на основе тарифов ФСТ) Критерии оптимальности –В ПДГ – минимум стоимости по тарифам+выполнение баланса –В ТГ – минимум стоимости по заявкам генерации на ССТ –При управлении режимами – минимум стоимости компенсации отклонений факт- торговый график по тарифам ФСТ РДУ ЦДУ ОДУ СО-ЦДУ ЕЭС

5 5 Балансирующий рынок Рыночный механизм – формализованный оптимальный выбор поставщиков/покупателей балансирующей электроэнергии на основе заявок участников, создающий экономические стимулы к выполнению команд диспетчера БР обеспечивает единство рыночного механизма и технологий управления режимами Управление режимами – комплекс мер, обеспечивающих поддержание баланса производства-потребления и нормативов надежности в реальном времени в первую очередь за счет формирования управляющих воздействий на генерацию (нормальные режимы работы ЕЭС) Ценовой сигнал предложение потребление Загрузка ! Стоимость отклонений участника определяется исходя из величины необходимого воздействия на систему, компенсирующего возникающий небаланс. Близкие критерии оптимальности при планировании в сутки Х-1 и управлении режимами Балансирующий рынок основан на ежечасных расчетах нового диспетчерского графика в сутки Х на основе ценовых заявок генераторов (потребителей с регулируемой нагрузкой) и прогноза СО системных условий

6 6 ЗАГРУЗКАРАЗГРАЗКА Поставщик один Цена 1Поставщик один Цена 1 Поставщик второй Цена 2Поставщик второй Цена 2 Поставщик третий Цена 3Поставщик третий Цена 3 Поставщик четвертый Цена 4Поставщик четвертый Цена 4 Поставщик пятый Цена 5Поставщик пятый Цена 5 РАНЖИРОВАННЫЙ СПИСОК Сектор отклонений по тарифам Стоимость отклонений определяется исходя из утверждаемых ФСТ тарифов и коэффициентов Плата за отклонения по инициативе собственной определяются независимо от общей ситуации в ЕЭС Ценовые характеристики статичны (изменяются не чаще 1 раза в квартал) Критерий отбора не учитывает системные условия Конкурентный сектор отклонений Централизованный регулярный оптимизационный расчет режима исходя из заявок и актуальных системных условий Почасовые цены на балансирующую электроэнергию Стоимость отклонения по собственной инициативе напрямую зависит от влияния отклонения на режим в данном узле энергосистемы потребление Сектор отклонений и балансирующий рынок

7 7 ЦДУ ОДУ Урала ОДУ Средней Волги ОДУ Сев.Кавказа ОДУ Центра ОДУ Северо Запада РДУ АТС Генкомпания, АО-Энерго Заявки Результаты Актуализация БРМ Доведение диспетчерского графиков Конкурентный отбор БР Технологическая схема функционирования БР

8 8 Бизнес-процессы расчета ТГ и ППБР Расчёт ППБР Расчёт ТГ Сайт НП АТС Исходные данные для расчёта ПДГ с изменениями, известные до 13-00: АТС СО - Прогноз потребления СО; - Топология сети; - Состояние и параметры ген. оборудования до Ц.З. поставщиков до Заявленное ППП; - топология сети; - Состояние и параметры ген. оборудования. Исходные данные для расчёта ПДГ, известные на 8-30 : участник макеты ПДГ В контур для расчета ПБР Участники ОРЭ Ц.З. поставщиков и покупателей до СО

9 9 Деловые процессы обеспечивающие функционирование БР Х-1 (х-2) АТС: Прием ценовых заявок, расчет объемов и цен РСВ Актуализация БРМ, расчет ПДГ на прогнозное ППП Сбор ППП, параметров оборудования (Х-2) Расчет предварительного плана БР (ППБР) Расчет и доведение ДГ Публикация объемов и цен ППБР Х (ежечасно) Х+n Актуализация расчетной модели Прогноз ППП и системных условий. Расчет плана БР (ПБР) Доведение нового ДГ Проверка и акцепт ПБР Публикация объемов и цен ПБР Управление в рамках часа (спорадические команды), мониторинг исполнения команд Регистрация инициатив Расчет объемов ИВ Передача в АТС: цены ПБР, объемы ИВ, информация для расчета факта и контроля Замещающая информация, акты оборота АТС: сбор и расчет фактаАТС: расчет фин. обязательств, распределение фин. остатка БР АТС(ЦФР): проведение финансовых расчетов Сбор заявок (ОЦПЗ)

10 10 Процесс образования цены на БР Предложение Спрос учтенный в плане (торги на РСВ) Спрос складывающийся по факту (1-2 часа до момента потребления) Объем, МВтч Цена, руб/МВтч Цена РСВ Цена БР Увеличение спроса вызванное, к примеру, ростом потребления 12 Объем РСВ Объем БР Отклоненные по ИВ Поставщики получают стоимость отклонений Отклонившиеся по ИС Покупатели и Поставщики оплачивают стоимость отклонений

11 11 Процесс образования цены на БР (продолжение) Предложение Спрос учтенный в плане (торги на РСВ) Спрос складывающийся по факту (1-2 часа до момента потребления) Объем, МВтч Цена, руб/МВтч Цена РСВ Цена БР Уменьшение спроса вызванное, к примеру, снижением потребления 1 2 Объем РСВ Объем БР Отклоненные по ИВ Поставщики возвращают стоимость отклонений Отклонившиеся по ИС Покупатели и Поставщики получают стоимость отклонений

12 12 Оперативная ценопринимающая заявка на увеличение объемов производства содержит объем электроэнергии до величины которого Участник в указанной ГТП генерации согласен увеличить объем производства по внешней инициативе независимо от цен, формируемых в результате конкурентного отбора БР Оперативная ценопринимающая заявка на снижение объемов производства содержит объем электроэнергии до величины которого Участник в указанной ГТП генерации согласен снизить объем производства по внешней инициативе независимо от цен, формируемых в результате конкурентного отбора БР Цена объем P*P* Pоцпу Pвкл Pуст Цена P*P* Pоцпс Pвкл Pуст Мах(I;Тз) I объем Модификация ценовых заявок участников БР

13 13 Формирование управляющих воздействий на БР Централизованного оптимизационного расчета режима по заявкам участников, регулярно выполняемого Системным оператором в течении операционных суток. Результатом расчета являются объемы загрузки/разгрузки объектов управления и ценовые индикаторы, отражающие востребованность балансирующей электроэнергии Ранжированных таблиц, сформированных по ценовым заявкам участников. Результатом является команда диспетчера, отдаваемая для устранение небалансов в ЕЭС возникающих между очередными тактами расчета Управляющие воздействия Системного оператора формируются на основании: МВт

14 14 Реализация ПБР в течение суток ППБР ПБР-1 ПБР-8 ПБР-16 ПБР-20 ПБР-1ПБР-8 ПБР-16ПБР-20 ПБР-1 ПБР-20 ПБР-8 Все ПБР акцептованы ПБР- 16 не акцептован

15 15 Информационный обмен с участниками СО Электронный транспорт команд Интернет-сайт СО Технологии БР Диспетчерская связь

16 Агрегированные ценовые показатели БР Персональная - Плановый график по результатам расчета БР в разрезе ГТП (справочно) - Индикативные цены БР в разрезе ГТП: Цены БЭ, ценовые индикаторы для ИВ+,ИВ-, ИС+,ИС- Общедоступная Информационное взаимодействие с участниками БР

17 17 Рабочий день Выходной день Характерные профили графиков ценовых индикаторов

18 18 Спасибо за внимание!