«МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ...»

Инициатором и руководителем разработки был В.А. Ханаев. Им были сформулированы постановка задачи, основные принципы построения модели. В обсуждении постановки задачи принимали участие Л.С. Беляев, В.А. Савельев, Л.Д. Хабачев, В. С. Шарыгин и др. Детализация модели, ее тестирование, практическая реализация и апробация осуществлялась автором данной диссертационной работы.

Наиболее существенное отличие ее от других известных моделей развития структуры ЭЭС заключается в более точном описании режимов работы генерирующего оборудования и межсистемных перетоков мощности и электроэнергии за счет моделирования покрытия множества представительных суточных графиков электрической нагрузки ЭЭС в едином календарном времени. Это позволило более обоснованно определять требования к пропускным способностям межсистемных электрических связей, учесть основные составляющие системного эффекта от интеграции и совместного функционирования ЭЭС.

Электроэнергетическая система в математической модели СОЮЗ представляет собой многоузловую сеть, узлами которой являются территориальные электроэнергетические системы (объединенные и региональные ЭЭС, их части – в зависимости от территориального уровня исследуемой ЭЭС и детальности ее представления), а межузловые связи отображают совокупность конкретных межузловых ЛЭП. Электростанции энергоузлов описываются множеством групп однотипных агрегатов, имеющих близкие технико-экономические показатели.

Фиксированной частью описания процесса развития являются:

исходная структура генерирующих мощностей на начало расчетного периода, принятые объемы демонтажа и технического перевооружения генерирующего оборудования, задельное строительство. Оптимизируются:

установленные мощности генерирующего оборудования и пропускные энергетические режимы работы ЭЭС.

Модель имеет блочную структуру и включает в себя блоки балансов мощности узлов, балансов зон суточных графиков нагрузки по узлам, функционирование и развитие разных типов генерирующего оборудования:

КЭС, АЭС, ТЭЦ, ГЭС, ГАЭС.

суммарные приведенные затраты на развитие и функционирование ЭЭС:

Здесь: j – номер группы однотипного генерирующего оборудования, i – номер энергоузла, s – номер характерного суточного графика нагрузки, индекс зоны нагрузки в суточном графике (продолжительностью часов);

Xjis- нагрузка j-го типа оборудования в узле i в суточном режиме s в продолжительностью часов; Сjis - соответствующие удельные зоне переменные затраты;

X, X n - выбираемые установленная мощность и новая (вводимая) мощность j-го оборудования в узле i; C, C n - удельные постоянные ежегодные издержки и приведенные капиталовложения в это оборудование;

X i - пропускная способность межсистемной электрической связи между узлами i и i’; C i - удельные постоянные ежегодные затраты в эту связь;

X in - новая (вводимая) пропускная способность межсистемной связи i-i’;

C in - соответствующие удельные приведенные капиталовложения.

Здесь и ниже при описании модели оптимизируемые переменные обозначены буквой Х с соответствующими индексами.

переменные и постоянные издержки на электростанциях, третья сумма соответствует приведенным капиталовложениям в их реализацию, последние две суммы определяют годовые постоянные издержки и приведенные капиталовложения в межсистемные электрические связи.

Приведенные капиталовложения в условиях плановой экономики (для статических оптимизационных моделей) определялись как произведение удельных капиталовложений на коэффициент эффективности капвложений.

В современных рыночных условиях они определяются аналогичным образом с заменой коэффициента эффективности на ставку дисконтирования, равную стоимости капитала на финансовом фондовом рынке и утверждаемую органами государственного регулирования.

Основные ограничения модели имеют следующий вид.

Баланс мощности узла i в час t где: X - установленная мощность электростанций (для ГЭС – располагаемая мощность по условиям маловодного года), ji - коэффициент готовности оборудования, X iБt, X iБit - балансовые перетоки мощности в час t из узла i в i’ и обратно, Pit - нерегулярная (с учетом случайных отклонений) нагрузка узла i в час t, Ri - потребность в аварийном резерве мощности узла i.

Балансы мощности узлов формируются для часа совмещенного максимума нагрузки ЭЭС в целом и отличных от него часов максимумов нагрузки узлов.

Величина необходимого аварийного резерва мощности Ri равна где Riиз - требуемый аварийный резерв мощности узла i при его изолированной работе, а сумма описывает возможное снижение потребности в резерве узла i за счет развития X iрез пропускных способностей связей этого узла со смежными узлами i’. Здесь: k рез - удельное снижение требуемого резерва узла на единицу прироста пропускной способности межсистемной связи (0,5-1,0), Riконц - часть резерва ЭЭС, рассматриваемой как концентрированная, приходящаяся на долю электростанций узла i.

Как следует из описания годовых балансов мощности в модели, в модели описывается эффект от несовпадения времени прохождения максимумов нагрузки в энергоузлах системы, имеется возможность минимизации необходимого суммарного аварийного резерва мощности за счет развития межсистемных связей и его оптимального размещения, предусматривается участие гидроэлектростанций в балансе мощности по условиям маловодного года.

Потребность в электроэнергии в каждом узле задается с учетом ее неравномерности в сезонном, недельном и суточном разрезах через набор суточных графиков нагрузки. Типовой набор графиков включает зимние и летние выходные и рабочие сутки.

электрической нагрузки с переходом к годовым показателям в функционале модели через коэффициенты «эквивалентного числа суток в году». При оптимизации», в соответствии с разбиением суточного графика нагрузки на приростам нагрузки в разные часы суток (см. рис. 2.3).

Для учета календарного времени суток, где это необходимо, используются соответствующие переменные с индексом t – календарным часом графика нагрузки.

Рис. 2.3. Иллюстрация выделения зон суточного графика нагрузки.

Ниже приведен фрагмент записи балансов зон суточных графиков нагрузки двух узлов i и i’ с учетом перетоков X iti1, X iti2 из узла i в узел i’ в часы t1 и t2 и обратных перетоков X it1, X iti2 :

электростанций узла в покрытии зоны отдельного суточного графика (индекс s суток и коэффициенты потерь в ЛЭП для упрощения опущены), а правые части – мощности зон суточного графика.

Как видно из этой записи, при описании часовых перетоков мощности используется «трансформация» зон графика нагрузки. Так, например, переток X iti1 в час t1 из узла i в узел i’ (см. рис. 2.4) приводит к снижению потребности в покрытии зоны длительностью -2 часа и увеличению потребности мощности смежной зоны длительностью -1 в узле i, и, соответственно к снижению потребности зоны +1 и увеличению в зоне принимающего узла i’.

Такое описание режима работы ЭЭС позволяет оптимизировать в модели синхронный во времени режим работы генерирующего оборудования всех узлов и электрических связей между ними, в частности учитывать несовпадение времени прохождения пиков нагрузки в различных узлах системы.

генерирующего оборудования в простейшем случае (блок пиковой КЭС) ограничивается величиной мощности, готовой к несению нагрузки:

специфические ограничения режимов их работы: возможность пусковостановов, технический минимум нагрузки и др. для КЭС, максимальная базисная нагрузка и возможность выработки электроэнергии по сезонам года для ГЭС, режимы загрузки ТЭЦ по теплофикационному циклу и др. [ 79 ].

Рис. 2.4. Иллюстрация описания межузловых перетоков описывается переменными почасовой загрузки, при этом для них, также как “трансформация” зон в балансах зон графика нагрузки. При ограничениях на загрузку ГАЭС в турбинном режиме вида (2.15) мощность ГАЭС в насосном режиме в каждый час t ограничивается величиной при соотношении величин генерируемой и аккумулируемой электроэнергии среднесуточное число часов ее использования Здесь: нас - соотношение мощностей насосного и турбинного режимов ГАЭС, ji - к.п.д., h ji - предельное суточное число часов использования установленной мощности ГАЭС.

Условия развития всех типов электростанций имеют вид:

предельные значения установленной мощности данного типа оборудования.

ограничивается их пропускной способностью:

на балансовые перетоки в балансах мощности:

при ограничениях на развитие электрических связей:

где N iсущ, N imin, N imax - существующая и возможный диапазон значений пропускной способности электрической связи.

Для всех электростанций вводятся также интервальные ограничения по годовому расходу топлива разных видов и на развитие отдельных видов генерирующего оборудования в различных энергоузлах или группах узлов, определяемые по местным условиям или исходя из возможностей по производству оборудования предприятиями энергомашиностроения или его покупки.

Со времени появления модели СОЮЗ накоплен большой опыт ее использования для решения различных практических задач развития ЕЭЭС СССР, а затем и России и ее регионов. Наряду с традиционным использованием модели для оценки и выбора рациональных вариантов развития ЭЭС на перспективу, проводились некоторые специфические исследования [6]: анализ средств обеспечения маневренности ЕЭЭС [ 50 ], оценка эффективности мероприятий по повышению энергетической безопасности страны [ 31 ], многокритериальный анализ вариантов развития ЕЭЭС [ 84 ], оценка эффективности интеграции ЭЭС в ЕЭЭС России и составляющих межсистемного эффекта [85], эффективности потребителейрегуляторов и энергосбережения [ 86 ] и др. Примеры такого использования модели с соответствующими модификациями постановок задачи и формулировок математических моделей приведены в последующих разделах работы.

В этих исследованиях принимали участие: В.А. Ханаев, Н.И. Воропай, Е.Д. Волкова, В.А. Селифанов, В.А. Авдеев, В.В. Ханаев, Г.И. Шевелева и др. Автор настоящей диссертационной работы лично участвовал в этих исследованиях, а в большей части этих работ являлся ответственным исполнителем.

Одновременно с накоплением практического опыта использования модели СОЮЗ происходило ее развитие и обобщение с переводом на современные вычислительные средства - персональные компьютеры на основе новых информационных технологий. Эти вопросы освещаются в разделе 5.

2.3 Анализ территориального размещения генерирующих мощностей ЕЭС России на перспективу до 2030 г.

Ниже приводится пример использования описанной выше модели для типового "традиционного" исследования рациональных вариантов перспективного развития структуры генерирующих мощностей ЭЭС.

Автор являлся ответственным исполнителем этой работы. Кроме автора в выполнении расчетов принимал участие В.В. Селифанов.

Руководитель работы - Н.И. Воропай.

Территориальное размещение электростанций разного типа и использующих разные виды топлива определяется совокупностью многих факторов: потребностью в электроэнергии, экономической эффективностью генерирующих мощностей, развитием основной электрической сети, ограничениями на режимы работы энергосистем и др.

Ниже дается анализ возможного размещения электростанций по ОЭС России при варьировании следующих внешних условий: общих уровней вводов генерирующих мощностей на газовых КЭС и АЭС, определяемых, соответственно, объемом выделяемого для КЭС природного газа (и его ценой) и возможностями атомного энергомашиностроения и атомной стройиндустрии по сооружению атомных электростанций.

Установленные мощности ТЭЦ и предельные (верхние) границы мощностей КЭС на газе принимались заданными по результатам оптимизационных расчетов ТЭК.

Расчеты выполнялись на оптимизационной модели СОЮЗ [6], с представлением ЕЭС России семиузловой схемой, включающей ОЭС СевероЗапада, Центра, Средней Волги, Юга (Кавказа), Урала, Сибири и Востока.

Для учета режимов работы энергосистем рассматривались три суточных графика электрической нагрузки ОЭС: зимние рабочие и выходные и летние рабочие сутки.

Рассмотрен временной уровень 2030 года для двух вариантов электропотребления: низкий и высокий, соответствующих уровням 1700 и 2300 млрд. кВт.ч потребления электроэнергии в России в 2030 году.

В процессе расчетов оптимизировалась структура генерирующих мощностей ЕЭС России в указанных выше пределах, развитие межсистемных электрических связей, режимы работы электростанций с учетом их маневренных возможностей. В расчетах предполагалось отсутствие региональных ограничений по размещению электростанций всех типов, за исключением, естественно, ГЭС.

В качестве базы для определения масштабов и динамики выбытия изношенного оборудования генерирующих мощностей ЕЭС использованы данные возрастной структуры генерирующих мощностей [ 56].

установленной мощности ЕЭС (включая ОЭС Востока) в период до 1990 года с учетом выбытия мощностей к 2010 г.

Из этого рисунка видно, что к 1975 году в России было введено на электростанциях 111 ГВт мощностей, т.е. порядка 50% суммарной установленной мощности электростанций в настоящее время. Практически все эти мощности к 2006 году отработали свой парковый ресурс. К 2015 году срок службы этих мощностей составит более 40 лет.

Рис. 2.5. Установленная мощность ЕЭС России, ГВт Возрастной состав оборудования электростанций различен для разных энергосистем. На рис. 2.6 приведена возрастная структура установленных мощностей ОЭС России по периодам ввода мощностей в процентах относительно суммарной мощности энергосистем. Заштрихованы мощности, введенные в период до 1975 года.

Из рисунка видно, что наибольшую долю старого оборудования имеют ОЭС Кавказа (ныне Юга), Северо-Запада, Сибири и Урала, где доля оборудования со сроком службы более 40 лет к 2015 году превышает 50%.

Возможности дальнейшей эксплуатации оборудования, отработавшего экономической эффективностью различных вариантов продления сроков его эксплуатации. По результатам такого анализа, выполненным ОРГРЭС, ИНЭИ РАН и др. организациями [57,58], можно сделать вывод о целесообразности оборудования сверх паркового ресурса. Учитывая большие перспективные потребности в капитальных вложениях в новые электростанции и возможный дефицит инвестиций, в расчетах принята следующая стратегия максимально возможного, по нашему мнению, продления сроков жизни генерирующего оборудования: агрегаты ГЭС – не снимаются с эксплуатации, осуществляется масштабная программа их модернизации и реконструкции, срок службы агрегатов АЭС продлевается до 45 лет, агрегатов ТЭС на газе - до 50 лет, угольных ТЭС – до 60 лет. Определенный на основе этой стратегии объем выбывающего из эксплуатации оборудования КЭС и АЭС к 2030 году составляет 48,2 ГВт.

Рациональные диапазоны должны быть уже. При их определении определенную равнозначность всех входящих в них промежуточных решений, в том смысле, что при решении последующих задач (развитие основной сети, региональных энергосистем и др.) следует ориентироваться на возможность реализации любых решений внутри этих диапазонов.

определенный комплекс мероприятий, который потребуется осуществить как в ЕЭЭС, так и в смежных отраслях. С увеличением ширины выбираемого рационального диапазона снижаются затраты на развитие собственно ЕЭЭС дополнительных затрат). Поскольку выбираемый рациональный диапазон определяет внешние условия для решения последующих задач смежных отраслей, то при увеличении (расширении) этого диапазона увеличиваются и «внешние» затраты на обеспечение реализации решения (вследствие необходимости подстройки к более широкой зоне неопределенности условий) и наоборот. Качественная иллюстрация зависимостей затрат на развитие ЕЭЭС, реализацию решения в смежных отраслях и совокупных затрат от ширины выбираемого диапазона мощностей генерирующего оборудования ЕЭЭС приведена на рис. 2.9.

Рис. 2.9. Зависимость затрат в ЕЭЭС и смежные отрасли от ширины Как видно из этого рисунка, существует оптимальная ширина рационального диапазона мощностей, отклонение от которой приводит к росту суммарных интегральных затрат на реализацию принимаемых решений. Количественная оценка оптимальной ширины диапазона определяется слишком большим числом различных, в том числе и не формализуемых факторов, поэтому может определяться в настоящее время только экспертным путем.

Таким образом, в качестве конкурирующих вариантов решения данной задачи, в отличие от рекомендаций Методических положений [87 ], должны рассматриваться не отдельные Xijl (установленные мощности j-го типа оборудования в i-ом энергоузле при l-ом варианте развития ее структуры), а диапазоны этих значений критериальной функции Fls определяется решением следующей задачи:

найти Xl, Zs, соответствующие минимуму затрат Здесь – приведенные затраты на развитие ЕЭЭС в варианте решения Xl при сочетании условий Ys с учетом корректирующих мероприятий Zs ; s – вектор ограничений, определяющих s-ое сочетание Ys неоднозначных условий развития ЕЭЭС (обеспечение покрытия электрической нагрузки, технические ограничения на режимы работы генерирующего оборудования, балансы топлива и т.д.); X l X lmax – векторы, задающие оцениваемые диапазоны установленной мощности по типам генерирующего оборудования в каждой региональной энергосистеме.

«подстройку» решения к возможным условиям в данной задаче, следует рассматривать территориальное размещение генерирующих мощностей, изменение пропускных способностей межсистемных линий электропередачи, электростанций, перетоки мощности и электроэнергии по линиям электропередачи и др.

Наиболее распространены две схемы решения рассматриваемой задачи: с экспертным (интуитивным) выбором рациональных диапазонов генерирующих мощностей и схемы, основанные на расчете и анализе платежной матрицы.

Первая схема решения задачи применяется в практике проектирования развития электроэнергетических систем. Она включает три основных этапа:

выбор представительных сочетаний S условий развития ЭЭС; расчет с помощью детерминированных моделей локально-оптимальных вариантов структуры мощностей для каждого сочетания условий; экспертный выбор рациональных диапазонов мощностей по типам оборудования. Эта схема наиболее проста в использовании, но и наименее строгая в методическом отношении.

Вторая схема, соответствующая указанным выше Методическим положениям [ 87 ] является развитием первой. Ее первые два этапа подобны этапам первой схемы. Третий этап тоже аналогичен экспертному выбору, только вместо одного варианта диапазонов мощностей, который при первой схеме принимается за рациональный, здесь намечается несколько L таких вариантов для последующего сравнения. Намечаемые варианты отличаются значениями нижних и верхних границ мощностей отдельных типов генерирующего оборудования. Затем следуют этапы: расчет платежной матрицы (размерности SxL), ее анализ с использованием известных критериев и выбор на его основе рациональных диапазонов мощностей.

Существенным недостатком второй схемы является большой объем расчетов. Поэтому число рассматриваемых решений не может быть большим. Одним из способов сокращения их числа может быть итеративный отбор оцениваемых решений, когда выявленные на очередном цикле исследования варианты служат для формирования последующих вариантов решений, пополняющих платежную матрицу. При этом наряду с содержательным технико-экономическим анализом выявленных ранее вариантов могут использоваться формализованные средства.

Одним из таких средств (см. [54]), определяющих улучшенный характеризующие изменение совокупных затрат по энергосистеме при единичном приращении (или сдвиге) в ту или иную сторону диапазонов установленных мощностей j-го типа оборудования в i-ом узле для l-го варианта решении при s-м сочетании условий Используя эти оценки, для каждого изменения диапазонов (2.26) путем смещения нижних X ijlax можно получить соответствующее изменение затрат по энергосистеме:

а также приращения используемых критериальных функций выбора.

Например, изменение критерия Лапласа определится выражением Подобные оценки позволяют организовать целенаправленный выбор вариантов решения, что существенно уменьшает число рассматриваемых вариантов и повышает их эффективность. Однако и в этом случае объем вычислений остается достаточно большим. Снизить трудоемкость предусматривающую не дискретное, а непрерывное описание области возможных решений. Описание этой схемы приведено ниже.

2.4.3. Математическая модель с непрерывной областью возможных решений (алгоритма) решения задачи является отказ от дискретизации области возможных решений путем описания ее в целом с учетом автоматического выбора оптимального решения (по тому или иному критерию выбора) с одновременным рассмотрением всех представительных сочетаний неоднозначных исходных условий развития ЕЭЭС. Первый этап этой схемы (выбор множества неопределенных условий) аналогичен первому этапу предыдущих схем. Второй этап объединяет все последующие этапы второй схемы путем использования единой математической модели. При этом этап окончательного выбора решения задачи существенно упрощен – после анализа полученных результатов возможны лишь некоторые экспертные уточнения на основании учета дополнительных не формализованных факторов [54].

качественного изменения используемой математической модели, поскольку в представительные сочетания неоднозначных условий развития системы Ys, s=1,…,S, представлена вся область возможных решений задачи (все Xl ) и описано рациональное решение (ширина рациональных диапазонов генерирующих мощностей по типам оборудования), а в качестве целевой функции должен использоваться определенный критерий выбора решений [89].

программирования были в свое время предложены Дж. Данцигом и А.

Маданским [ 90,91 ]. Основные отличия описываемой ниже предлагаемой математической модели от этих постановок:

• в качестве искомых решений рассматриваются диапазоны мощностей определенной ширины – в моделях Данцига-Маданского решение однозначно, ширина диапазона равна нулю;

• модель Данцига-Маданского ориентирована на один критерий предлагаемой модели возможно использование и других критериев.

Формальное описание модели:

Требуется определить рациональные диапазоны мощностей Xmin, Xmax энергосистеме заданной ширины N:

рассматриваемых сочетаниях условий Ys, s=1,…,S, где и обеспечивающие минимум критериальной функции выбора (например, критерия Лапласа) Здесь Зs(X, Ys, Zs) – приведенные затраты на развитие ЭЭС по варианту X в условиях Ys с учетом корректирующих мероприятий Zs; X, Xmin, Xmax, N, Zs – векторы {Xijs}, {Xminij}, {Xmaxij}, {Nij}, {Zkis}, где Xijs – установленная мощность jго типа оборудования в узле i при s-м сочетании условий; (Xminij - Xmaxij) – рациональные диапазоны мощностей j-го типа оборудования в i-м узле; Nij – предельная ширина диапазона; Zkis – корректирующее мероприятия вида k в iм узле при s-м сочетании условий; Фs – векторы ограничений, определяющие сочетания неопределенных условий Ys.

В качестве целевой функции могут использоваться и другие критерии принятия решений [89]:

средневзвешенных затрат где Ps – условная вероятность s-го сочетания условий;

минимаксных затрат (критерия Вальда) В последнем случае модель принимает вид в условиях (2.30)-(2.31).

Можно использовать также критерий минимаксного риска (Сэвиджа) Однако при этом предварительно должны быть определены для каждого сочетания условий s=1,…S значения Зmins(X, Ys, Zs) в результате решения S задач вида при Фs(X, Ys, Zs) 0, s=1,…,S, и ограничениях (2.30)-(2.31).

Изложенная модель имеет блочную структуру ограничений, в качестве отдельного блока целесообразно использовать структуру ограничений описанной в предыдущем разделе математической модели СОЮЗ.

В качестве иллюстраций, в табл. 2.8 приведены некоторые результаты решения рассматриваемой задачи одного из перспективных уровней развития ЕЭЭС России по предлагаемой схеме (вариант 1 в табл. 2.8) и по схеме, основанной на расчете и анализе платежной матрицы (вариант 2). В качестве неопределенных условий выбраны четыре сочетания внешних условий развития системы, отличающиеся уровнем электропотребления (для первого и второго условий – низкий, для третьего и четвертого – высокий), плотностью графиков электрической нагрузки (плотных для четных условий), соответствующими ограничениями по условиям топливоснабжения и т.д.

Численные расчеты на модели выполнены автором настоящей диссертационной работы под руководством В.А. Ханаева.

Сопоставительные расчеты перспективной структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС при разных схемах решения задачи Вариант 1 (схема расчетов на базе модели данного раздела) функционала, млн.

руб.

Вариант 2 (схема анализа платежной матрицы) Переменная часть руб.

Для каждого варианта в таблице приведены соответствующие диапазоны мощностей по типам генерирующего оборудования (показаны только маневренные типы), установленные мощности электростанций с характеризующие эффективность их использования при отдельных сочетаниях условий и в целом.

Вариант 1, полученный по модели (5)-(8), является оптимальным с учетом всех рассматриваемых сочетаний условий по критерию Лапласа, а также по критерию минимаксных затрат. Признаком оптимальности являются нулевые значения средних оценок диапазонов мощностей оборудования.

Приведенный для сравнения вариант 2 характеризуется меньшим соотношением мощностей по его типам. Этот вариант можно улучшить, электростанций (ГТУ) при снижении мощности гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).

2.5. Моделирование развития ЭЭС в условиях множественности 2.5.1. Множественность интересов в развитии электроэнергетических 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 [2, 4-8, 10, 13, 16-17].

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

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 к другим серьезным последствиям.

Нормативно-правовая основа функционирования системы энергетических рынков в России еще 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 энергосистемами. Структура предприятий электроэнергетики усложнилась за счет создания оптовых и территориальных генерирующих компаний (ОГК и ТГК), формирования региональных акционерных обществ электроэнергетики (АО-энерго Востока), создания самостоятельных генерирующих предприятий (АОэлектростанции) энергетических компаний и др.

В то же время в процессе управления развитием и функционированием энергосистем существенно повысилась роль органов власти федерального и регионального уровней, регулирующих тарифы на электрическую и тепловую энергию, влияющих на принятие решений о сооружении энергетических объектов. Выросли 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 ряда рынков энергетической направленности. Сформирован федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности, функционируют региональные розничные рынки электрической энергии, формируются рынки мощности и системных услуг, образовались рынки топлива для электростанций, энергетического оборудования, строительно-монтажных работ, технических услуг и другие.

Существенно изменились условия функционирования ТЭЦ и теплового состоянием муниципальных объектов теплоснабжения, запущенностью и плохим техническим состоянием муниципальной энергетики, особенно тепловых сетей. Кризисные явления энергетики многих регионов России во теплоснабжения.

Новые условия хозяйствования в экономике России способствовали проявлению ряда других новых явлений и тенденций в условиях электроэнергетики как инфраструктурной отрасли, общемировой глобализации экономики и усиления международной конкуренции в сфере энергетики, роста проблем энергетической безопасности регионов;

изменения требований к надежности и качеству энергоснабжения, изменения отношения населения и общественности к нарушениям природной среды, роста неопределенности исходной информации, необходимости большего учета технологической и социально-экономической специфики регионов и соответствующих региональных энергосистем и др.

Таким образом, условия функционирования и развития энергетики страны и регионов кардинально изменились. Усложнились проблемы управления энергосистемами. Все это требует существенной модернизации теории и практики принятия решений по развитию региональных энергосистем [4, 5, 84, 92, 93].

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 уже отмечалось, электроэнергетическая 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:

производители электроэнергии:

- оптовые и территориальные генерирующие компании (ОГК и ТГК);

- нереформированные региональные энергетические компании (АОэнерго Д. Востока) и самостоятельные АО-электростанции;

- атомные электростанции министерства атомной энергетики;

- ведомственные электростанции других ведомств (независимые производители электроэнергии);

- производители электроэнергии соседних регионов;

организации, транспортирующие электроэнергию:

- электросетевые компании Федеральной сетевой компании ЕЭС России, осуществляющие межрегиональные и внутрирегиональные перетоки - распределительные электросетевые и энергосбытовые организации, доводящие электроэнергию до каждого потребителя региона;

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

Фактически в сферу рынка электроэнергии вовлечены практически все хозяйствующие субъекты региона и все его население. Большое влияние 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.

Основные поставщики электроэнергии на региональный рынок – ОГК и региональные ТГК, производящие и распределяющие большую долю электроэнергии. В своей деятельности компании руководствуется обязанностью полного, бесперебойного и надежного обеспечения всех потребителей региона электроэнергией определенного качества. ТЭЦ, входящие в состав территориальной генерирующей компании, обеспечивают, как правило, большую часть производства тепловой энергии. Таким образом, в силу инфраструктурного характера своей деятельности, региональные энергетические компании выполняют важную общественную функцию. В то же время, эти компании - самостоятельно хозяйствующие субъекты и в условиях рыночной экономики стремятся к повышению прибыли от своей деятельности. Они объективно заинтересованы 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 предприятий и развитие производственных фондов.

Конкурирующие с оптовыми и территориальными компаниями другие производители электроэнергии (прочих ведомств, независимые производители) 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 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.

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.

Один из основных источников 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 модернизации и развития производственных мощностей в электроэнергетике.

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 электросетевых и отдельных сбытовых компаний экономические взаимоотношения в сфере рынков электроэнергии регулируются государством. Существенное влияние на рынок оказывают следующие органы государственной исполнительной и законодательной власти:

1) на федеральном уровне:

• исполнительная власть - Федеральная служба по тарифам посредством регулирования тарифов для отдельных поставщиков и потребителей на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии и мощности и цен на отдельные энергоресурсы (природный газ), регулирования тарифов за пользование национальной электрической сетью (ЕНЭС) 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 служба по тарифам) - путем регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в регионе по отдельным 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.).

• исполнительная власть (комитеты цен) - путем регулирования тарифов на 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 (в частности к 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 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.

отношений на региональных энергетических рынках участвуют судебные органы.

Таким образом, в сфере электроснабжения регионов проявляются самые различные интересы многих взаимодействующих сторон. Объекты всех этих интересов можно агрегированно представить в виде следующего набора факторов (см. табл. 2.9):

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

электроэнергетики региона;

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

4) влияние электроэнергетики на природную среду.

отношений в электроэнергетике различна и понятна из приведенной характеристики их интересов.

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.

Сфера интересов субъектов отношений на рынке электроэнергии Субъекты отношений электро- вложения в безопасность условия ТГК, региональные электростанции ОГК, независимые поставщики Производители соседних регионов Сети ФСК ЕЭС России, сети, энергосбыт Государственные органы власти, органы, судебные органы Поставщики топлива Инвесторы Политические и общественные организации, население Методические подходы к формированию и принятию решений по развитию ЭЭС в условиях множественности интересов формально описываются методами принятия решений в условиях многокритериальности для множества лиц, принимающих решения.

Далее, приводится краткий анализ таких формализованных методов принятия решений в условиях многокритериальности. Показывается, что возможности применения формализованных методов в реальной практике принятия решений в электроэнергетике существенно ограничены вследствие несовершенства самих методов, а главное - неготовности лиц, принимающих решения к их использованию, поэтому требуется разработка методологии обоснования развития региональных энергосистем, ориентированной на непосредственное практическое применение в современных условиях 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 использованию методики многокритериального анализа в практике решения задач развития электроэнергетических систем с учетом их специфики.

В обзоре работ, наряду с автором, под руководством Н.И. Воропая принимали участие Н.В. Бычкова и Е.Ю. Иванова.

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 [95-97 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 [95-104 и др.]. Имеется опыт, также в основном зарубежный, использования различных подходов для решения практических задач, в том числе некоторых задач в электроэнергетике [98, 100]. Есть попытки применения этих методов для решения отдельных задач развития электроэнергетических систем в России [84, 102,104, 106 и др.].

систематизации и классификации многокритериальных подходов при управлении развитием электроэнергетики в России [84, 92, 102,105,107].

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. 2.10) в следующие шесть классов методов [ 84,107 ].

Классификация методов многокритериального анализа Скаляризация Сведение к Веса критериев Однокритериальная оптимизация множества Парето множества линейная модель с программирование ность однокрите- критериям, однокритериальных Анализ иерархий Неявное сведение Балльные Различные оценочные Анализ решений Неявное сведение Анализ функций Различные модели, Интерактивные Неявное решение Приоритеты, Оптимизационная модель 1. Методы скаляризации векторного критерия [102,104]. 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 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.

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.

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 нереально 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 [101]. 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 нестрогость, 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 [100]. 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 [98,99]. 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.

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 [101]. В эту группу входит ряд непосредственно в процессе решения некоей задачи и выбора решения.

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 [102-105,108] используются комбинированные методики, сочетающие алгоритмы нескольких описанных выше методов.

Так, в [49,103] выбор искомой области решений производится с использованием методики векторной оптимизации. При дальнейшем программирования, ограничения на возможные значения отдельных критериев. В ходе процесса используются также статистические оценки о степени разброса значений отдельных анализируемых критериев.

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 [41,42,84,107 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.

2.5.3. Основные положения методологии анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в Ниже излагаются основные положения предлагаемого автором методического подхода для анализа перспективных направлений развития энергосистем в условиях множественности интересов на региональном уровне (для большей конкретности).

Адаптация этого подхода к условиям развития электроэнергетики Дальнего Востока, его апробация в ходе практических исследований перспектив развития энергетики этого региона выполнены под руководством автора в диссертационной работе В.А. Авдеева [109].

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 (см. п. 1.2).

Учитывая направленность данного раздела 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, [45] 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.

2. 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.

3. 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.

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 [93, 110].

методических положений (анализа перспективных направлений развития энергосистем в условиях множественности интересов), были изложены выше в данном разделе работы.

Такой анализ (алгоритм решения задачи) предполагает выполнение следующих восьми этапов, показанных на рис. 2.10.

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.

2. Определение множества внешних условий 3. Формирование стратегий развития системы 4. Оценка последствий от реализации решений 7. Формирование предпочтительных решений Рис. 2.10. Этапы анализа перспективных вариантов развития В полученном множестве целей определяются цели {k}, для которых возможна количественная оценка степени их достижимости. Для таких целей формируется набор критериев {Fk} - количественных показателей степени их достижимости. Остальные цели должны учитываться в последующем анализе на качественном экспертном уровне.

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 {S}, 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.

3. Этап формирования вариантов (стратегий) развития Целью этого этапа является формирование желательно небольшого множества {X} 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 значительным ущербам различным заинтересованным сторонам;

- предварительные исследования эффективности сооружения отдельных 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 ориентированный на максимальное экологическое оздоровление природной среды региона).

На этом этапе производится всесторонняя многокритериальная оценка электроэнергетической системы {X} для всех рассматриваемых субъектов отношений {k} при всех возможных сценариях внешних условий {S}.

Результатом этой оценки является получение количественных значений всех определенных ранее критериев оптимальности {Fk(X,S)} для различных субъектов отношений.

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, 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):

электроэнергии;

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);

электроэнергии, отпускных тарифов на электроэнергию, прибыли энергоснабжающих организаций;

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;

принимаемых решений (уровень занятости населения, уровень жизни и 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 Xc X. 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.

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 согласования решений.

С этого этапа фактически начинается основная часть процедуры согласования интересов заинтересованных сторон и выбор конкретных электроэнергетической системы.

Целью этапа является выявление из полученного ранее множества рассматриваемых вариантов {X} на множестве неопределенных условий {S} множеств тех вариантов {Xkmax }, {Xkmin } и тех условий {Skmax}, {Skmin }, которые в наибольшей степени соответствуют и, наоборот, максимально противоречат целевым установкам заинтересованных сторон.

{Xkmax X, Fk(Xkmax)=maxs(Fk(X,S)}, {Skmax, Fk(X, Skmax)=maxx(Fk(X,S)}, {Xkmin X, Fk(Xkmin)=mins(Fk(X,S)}, {Skmin, Fk(X, Skmin)=minx(Fk(X,S)}.

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.

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 {Xkopt}, 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 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 {Xrac} 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 службой по тарифам 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 прогнозов тарифов на электроэнергию, которые пересматриваются региональной службой по тарифам 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.

Следует отметить, что изложенная схема (алгоритм) решения задачи является в определенном смысле «идеалом», трудно реализуемым в полном объеме на практике однако, принципы организации такого процесса представляются весьма важными. Следует стремиться к их наиболее полному соблюдению в практике прогнозирования региональных энергетических стратегий и схем развития.

Учет множественности интересов, вообще говоря, требуется и при решении других задач при анализе масштабных мероприятий в электроэнергетике, имеющих народнохозяйственное значение. Определенная модификация изложенного выше подхода применяется далее (см. п. 4.1) для оценки эффективности интеграции крупных ЭЭС.

В качестве примера использования изложенного методического подхода ниже рассматривается анализ перспективного развития электроэнергетики юга Дальнего Востока до 2020 года.

2.5.4. Анализ существующего состояния и проблем развития и функционирования электроэнергетики Дальнего Востока.

Дальневосточный федеральный округ – индустриально развитый регион России. По валовому региональному продукту на душу населения регион занимает второе место. По реальным денежным доходам на душу населения округ близок к среднему по стране уровню – третье место. Отраслевая структура экономики характеризуется высокой долей промышленности, услуг и строительства, и низкой долей сельскохозяйственного производства [111].

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, слабое развитие социальной и транспортной инфраструктуры в регионе резко контрастирует с богатством природных ресурсов региона. На Дальнем Востоке добывается около 50% золота России, практически все алмазы и концентраты олова, 30% вольфрама. Производство соевых бобов, рыбы в России также в большей части осуществляется на Дальнем Востоке.

Дальний Восток – стратегически важный регион России. Округ несет большую экономическую и экологическую нагрузку по содержанию на своей территории военной инфраструктуры России.

Наконец, Дальний Восток – восточные ворота России в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Дальний Восток богат энергетическими ресурсами. Потенциальные гидроэнергетические ресурсы региона составляют более 40% общероссийских, угля – 34% запасов РФ, имеются большие запасы газа и нефти.

Централизованное снабжение потребителей электроэнергии на Дальнем Востоке осуществляют семь региональных энергетических систем:

Амурская, Дальневосточная, Камчатская, Магаданская, Сахалинская, Хабаровская и Якутская. Южная часть региона охвачена объединенной энергетической системой (ОЭС) Востока. Основные параметры этих систем на уровне исходного для расчетов 2000 года показаны в табл. 2.11.

Основные показатели энергосистем Дальнего Востока, АО-электростанции мощность мощность энергии эл.энергии Проблемы электроэнергетики Дальнего Востока [68,112]. Наиболее острой проблемой, характерной для периода 1990-2000 годов, приводящей к снижению надежности электроснабжения, являлась нехватка оборотных средств для закупки топлива для электростанций.

Эта нехватка была следствием многих причин. Среди них: хронические неплатежи за потребленную электрическую и тепловую энергию, 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 между администрациями регионов, региональными энергетическими компаниями 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 все прошлые долги, ухудшилось финансовое состояние региональных энергетических компаний.

Основной вид топлива для тепловых электростанций Востокэнерго – каменный и бурый уголь. Доля угля в суммарном расходе топлива на электростанциях составляет до 80%. Доля железнодорожного тарифа в цене привозного угля - порядка 60%. Завозится почти 50% всего топлива, потребляемого энергетиками.

Местная угольная промышленность Дальнего Востока переживает кризис. Объемы добычи угля снизились, требуется время и финансовые средства для их восстановления и наращивания. Зависимость регионов Дальнего Востока от поставок топлива извне приводит к ряду негативных последствий для региона экономического и политического характера, ослабляется экономическая самостоятельность регионов Дальнего Востока.

Все это негативно отражается на геополитическом положении региона Дальнего Востока и России в целом в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

В энергетику Дальнего Востока вкладывается мало инвестиций. За период 1990-2000 годов установленная мощность электростанций региона практически не изменилась. После 2000 года значительный ввод мощности был только на Бурейской ГЭС.

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

Значительное количество генерирующего оборудования физически и морально устарело, его доля составляет более 60% для региона Дальнего Востока. Наиболее тяжелое положение сложилось в Дальэнерго, где эта доля выше 75%.

В излагаемых расчетах рассматриваются два возможных уровня электропотребления ОЭС Востока на перспективу. Минимальный вариант соответствует «Схеме развития ОЭС Востока» [94]. В нем предполагается рост потребления 2,7-3,5% в год в период до 2020 г. В повышенном варианте – 3,7-4,1% в год. Потребление электроэнергии в ОЭС Востока в 2020 г. в этих вариантах составит соответственно 46,2 и 52,7 млрд. кВт.ч. В основных вариантах однозначно принят относительно небольшой приграничный экспорт электроэнергии.

В целях анализа устойчивости решений, в работе варьировались уровни цен на топливо на перспективу.

Анализируемые стратегии мало различаются принимаемыми объемами демонтажа, технического перевооружения и реконструкции генерирующего оборудования. Использовалась единая для всех вариантов программа технического перевооружения, соответствующая предлагаемой в «Схеме развития ОЭС Востока».

Состав рассматриваемых в работе возможных стратегий развития ОЭС Востока приведен в табл. 2.12. Цифрами здесь указаны номера расчетных вариантов. Для вариантов с экспортом электроэнергии указана энергосистема, осуществляющая экспорт. Величина возможного экспорта электроэнергии в этих вариантах показана в табл. 2.13.

Анализируются четыре стратегии развития (см. табл. 2.12): 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). В основу базовой стратегии положены предложения «Схемы развития ОЭС Востока». Варианты различаются вводами ГЭС, АЭС и КЭС, показанными в табл. 2.14.

Расчетные варианты анализируемых стратегий развития ОЭС Востока

СТРАТЕГИИ

Варианты экспорта от экспортно-ориентированных электростанций ОЭС Дальневосточная ЭЭС Установленная мощность электростанций ОЭС Востока, 2020 г., МВт (числитель - низкий уровень электропотребления, знаменатель – высокий) из них Расчеты выполнялись на балансовой имитационной модели ОЭС Востока (в среде Excel) с экспертной оценкой ряда энергетических показателей.

оцениваемых стратегий приведены в табл. 2.15. В качестве этих показателей производства электроэнергии, годовой расход органического топлива на производство электроэнергии в 2020 году с выделением твердого топлива и функционирование системы.

Критериальные показатели вариантов развития ОЭС Востока (числитель - минимальное электропотребление, знаменатель - максимальное) Себестоимость производства 2,73-2,97 2,68-2,95 2,66-2,92 2,82-3, электроэнергии в 2020 г., ц/кВтч 2,86-3,08 2,77-3,04 2,67-2,90 2,86-3, Себестоимость производства 2,73-2,97 2,68-2,95 2,66-2,92 2,82-3, электроэнергии в 2020 г., ц/кВтч 2,86-3,08 2,77-3,04 2,67-2,90 2,86-3, Рассмотрим полученные результаты расчетов с точки зрения крайних, максимальному значениям отдельных критериев оценки стратегий.

Как видно из этих таблиц, базовые варианты по оцениваемым критериям являются промежуточными. Все остальные варианты в разных ситуациях имеют экстремальные значения отдельных критериев.

электростанций ОЭС Востока лучшей является «угольная» стратегия.

Максимальные капитальные вложения нужны в «гидроэнергетической»

стратегии.

Наименьшая себестоимость производства электрической энергии, наоборот, - в гидроэнергетических вариантах. Максимальная себестоимость соответствует «атомной» стратегии.

Максимальный расход органического топлива, естественно, получается при реализации «угольной» стратегии. Наименьшее значение соответствует вариантам, ориентированным на сооружение атомных электростанций.

«Атомной» стратегии соответствует и минимальное значение объемов завозимого в регион органического топлива. Наибольший объем завоза дальних углей – в «угольной» стратегии.

Лучшими по критерию приведенных затрат являются варианты «угольной» стратегии. Наиболее дорогая стратегия – «гидроэнергетическая».

Таким образом, учитывая множественность интересов заинтересованных сторон и наличие множества критериев оценки стратегий, приведенные результаты расчетов не позволяют дать однозначную оценку рассмотренных стратегий. Все они, за исключением «базовой», могут быть формально оптимальными при оценке их по отдельным рассмотренным критериям.

В работе дан сопоставительный анализ предпочтительных стратегий с точки зрения различных субъектов.

рациональными стратегиями являются гидроэнергетическая и атомная, вследствие роста инвестиций в развитие генерирующих мощностей, минимальной зависимости от поставок органического топлива из других регионов.

Потребители электроэнергии заинтересованы в низких тарифах (гидроэнергетическая стратегия с минимальной себестоимостью производства электроэнергии), малых капитальных вложениях из средств местного бюджета (угольная стратегия), сохранении природной среды (гидроэнергетическая стратегия).

Интересы региональных органов государственной власти в целом близки интересам потребителей. С учетом заинтересованности в реализации капитального строительства в регионе, они больше заинтересованы в гидроэнергетической стратегии.

Местные поставщики топлива предпочли бы угольную стратегию.

Целью работы не являлось определение единственной оптимальной со всех точек зрения стратегии развития, поскольку, как указывалось выше, это невозможно. Тем не менее, из полученных результатов можно сделать вывод, что гидроэнергетическая стратегия отвечает интересам большей части заинтересованных сторон.

электроэнергии из России от дополнительных экспортно-ориентированных электростанций использовались для расчета минимальных значений отпускных экспортных тарифов на электроэнергию, допустимых с точки зрения российских потребителей электроэнергии.

Они составляют 3,7 – 5,0 цент/кВтч. Нижнее значение соответствует варианту экспорта из Амурской энергосистемы. Несколько выше эти цифры для варианта экспорта из Якутии, верхняя оценка соответствует экспорту от АЭС из Приморья.

Осуществление возможного экспорта по тарифам ниже названных, приведет, как правило, к ущемлению интересов российский потребителей (за счет роста тарифов для них).

Дадим характеристику наиболее предпочтительной для большинства заинтересованных сторон «гидроэнергетической стратегии».

характеризуется минимальной себестоимостью производства электроэнергии, что может способствовать снижению тарифов на электроэнергию. Эта стратегия экологически чистая за счет меньшего сжигания органического топлива при отсутствии риска радиоактивного загрязнения от атомных электростанций. Наконец, эта стратегия привлекательна вследствие увеличения энергетического потенциала региона, роста занятости населения, развития местной промышленной и строительной базы и др. Она наиболее эффективна и в плане экспорта электроэнергии из России.

долгосрочных стратегий развития генерирующих мощностей крупной ЭЭС (с дифференциацией оборудования на ТЭС, АЭС и ГЭС), описывающая процессы изменения возрастной структуры. Модель построена на основе аппарата интегральных моделей В.М. Глушкова. Поставленная задача сводится к поиску допустимого решения системы уравнений, включающей неклассические интегральные операторы вольтерровского типа.

2. Поставлена задача оптимального управления динамикой демонтажа генерирующего оборудования ЭЭС. Сформулирована соответствующая минимизирующих интегральные приведенные затраты на развитие и функционирование ЭЭС при условии покрытия заданной потребности в электрической мощности.

3. С использованием этих моделей выполнена серия иллюстративных расчетов вариантов развития генерирующих мощностей Единой электроэнергетической системы России на перспективу до 2050 г. с варьированием внешних экономических условий. Расчеты показали перспективность разработанных моделей для качественного анализа стратегий технического перевооружения генерирующих мощностей ЭЭС как целостной системы.

4. Дана постановка задачи выбора рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей ЭЭС по типам оборудования – одной из основных задач перспективного прогнозирования электроэнергетических систем в процессе разработки Схем и программ развития Единой и региональных ЭЭС. Наряду с определением рациональной структуры генерирующих мощностей, определяются и необходимые требования к пропускным способностям межсистемных электрических связей.

5. Для решения этой задачи сформулирована многоузловая статическая оптимизационная математическая модель развития ЭЭС (модель СОЮЗ) обеспечивающая более точный учет режимов работы ЭЭС и описание основных эффектов интеграции электроэнергетических систем, за счет детального описания режимов работы ЭЭС на основе ряда характерных суточных режимов в едином календарном времени, специфических технических ограничений работы различных типов генерирующего оборудования (КЭС, ТЭЦ, ГЭС, ГАЭС) и возможности оптимизации уровней и размещения резервных мощностей.

6. С использованием модели СОЮЗ, выполнен анализ условий и эффективности территориального размещения генерирующих мощностей Единой электроэнергетической системы России на перспективу до 2030 года для различных условий развития ЕЭС, отличающихся уровнями потребления электроэнергии и ценовой политикой на топливо для электростанций.

7. Дана постановка задачи выбора рациональной структуры Единой электроэнергетической системы в условиях неопределенности в виде рациональных диапазонов генерирующих мощностей по типам оборудования. Предложена схема решения этой задачи в рамках анализа платежной матрицы («игры с природой»).

8. Сформулирована математическая модель выбора рациональной структуры генерирующих мощностей в условиях неопределенности с непрерывным описанием в рамках единой модели полного комплекса неопределенных условий и всей области возможных первоочередных решений, предложена схема решения задачи с использованием этой модели.

9. Использование предложенных в пп. 7-8 моделей и методов иллюстрировано практическим примером.

10. В современных условиях на процесс управления развитием производители и потребители электроэнергии, органы государственной власти и др. В разделе дана укрупненная характеристика заинтересованных сторон, их интересов, критериев оценки принимаемых решений.

11. В условиях множественности интересов принятие прогнозных решений по развитию региональных энергосистем требует достижения приемлемого для общества и всех взаимодействующих субъектов компромисса. Методология анализа перспективных прогнозных направлений должна включать явный механизм учета множественности интересов.

12. Анализ известных методов решения задач многокритериальной оптимизации свидетельствует о том, что применение этих методов в практике развития энергосистем ограничено.

13. Предложена методика анализа перспективных направлений развития энергосистем, которая предполагает выполнение ряда специфических этапов исследования: целевой анализ, целевую оценку последствий реализации формирование предпочтительных решений, согласование интересов и др.

Многие этапы выполняются неформально. Предлагаются основные принципы реализации такого анализа: открытость и демократичность, стремление к выработке компромиссных решений.

14. С использованием предложенной методики выполнен анализ возможных перспективных направлений развития ОЭС Востока.

Рассмотрены четыре стратегии: «базовая», соответствующая проектным предложениям, «угольная», «гидроэнергетическая» и «атомная» - с ориентацией на преимущественное развитие соответствующих типов электростанций. Для этих стратегий определены критериальные показатели, соответствующие интересам заинтересованных сторон. Выявлены предпочтительные стратегии с точки зрения различных интересов. Показано, что стратегия расширенного гидроэнергетического строительства отвечает интересам большей части заинтересованных сторон.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ СПЕЦИФИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

3.1. Моделирование ЭЭС в задачах анализа энергетической безопасности 3.1.1. Постановка задачи, методы решения и математические модели Энергетическая безопасность страны – "состояние защищенности ее граждан, государства, экономики от обусловленных внутренними и вешними факторами угроз дефицита в обеспечении их обоснованных потребностей в энергии экономически доступными топливно-энергетическими ресурсами приемлемого качества в нормальных условиях и при чрезвычайных обстоятельствах, а также от нарушения стабильности, бесперебойности топливо- и энергоснабжения". "Указанное состояние защищенности соответствует в нормальных условиях обеспечению (снабжению) в полном объеме обоснованных потребностей, в чрезвычайных ситуациях – гарантированному обеспечению минимально необходимого объема потребностей" [31, 113, 114].

потребностей предполагает такой уровень поставок топливно-энергетических ресурсов, который должен предотвратить:

• серьезное ухудшение условий жизни населения, включая неприемлемое продолжительные перерывы подачи им электроэнергии газа и т.п.;

• нарушение энергоснабжения объектов, обеспечивающих поддержание на необходимом уровне обороноспособности страны;

• выход из строя крупных производственных объектов;

• перерастание нарушений энергоснабжения в новые каскадно развивающиеся аварии и значительные сбои в народном хозяйстве;

• неприемлемо крупный экономический ущерб;

• возникновение, из-за нарушений энергоснабжения, серьезного социального конфликта.

В силу ключевой роли электроэнергетики в топливно-энергетическом комплексе нормальное ее функционирование и развитие имеет важнейшее значение для обеспечения энергетической и национальной безопасности России.

На функционирование и развитие электроэнергетики оказывают влияние множество внешних и внутренних факторов, часть из которых в энергоснабжающих систем. Это может приводить к негативным последствиям для потребителей электрической и тепловой энергии – перерывам в энергоснабжении и недоотпуску энергии. Если эти последствия имеют большие (по объемам недоотпуска, экономическим последствиям, территориально, большой длительности и т.д.) масштабы, тогда мы имеем дело с низким уровнем энергетической безопасности страны.

Факторы, оказывающие такое масштабное негативное влияние на функционирование и развитие электроэнергетики являются угрозами энергетической безопасности. Известна определенная классификация этих угроз [ 31 ].

Все угрозы энергетической безопасности можно разделить на две группы. К первой группе относятся угрозы, приводящие к масштабным (массовым) негативным последствиям. Во вторую группу включаются редкие неординарные явления экстремального характера.

По причинам возникновения выделяют следующие группы угроз энергетической безопасности: экономические, социально-политические, внешнеэкономические и внешнеполитические, техногенные и природные угрозы, несовершенство управления.