«ФОРМИРОВАНИЕ КОНЦЕПЦИИ АКТИВНОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ ...»

Обозначим через g параметры тарификации для передаваемой в кумулятивной зависимости цены от переданного с начала отчетного периода объема электроэнергии, включая оговоренные в контракте с энергетической компанией ограничения на генерацию ( Vmax ). Ниже состав и функции этих параметров будут уточняться. Аналогично потребляемой электроэнергии, включая оговоренные в контракте ограничения на потребление. Через обозначим внешние условия на горизонте планирования, такие как среднесуточная температура или длина светового дня.

электроэнергию в зависимости от временного промежутка, объема потребления и прочих параметров, через c E (t, g E, g, ) – цену на передаваемую в сеть электроэнергию в зависимости от временного промежутка, объема внешней генерации и прочих параметров.

С учетом введенных обозначений запишем целевую функцию активного потребителя:

как сумму прибыли от потребления (разницы выгоды от потребления и стоимости отобранной из сети электроэнергии) и прибыли от собственной генерации (разницы дохода от продажи электроэнергии в сеть и себестоимости генерации).

Формально задача «активного» потребителя (задача оптимизации максимизировать свою целевую функцию f выбором для каждого объекта электрооборудования n 1, N графика потребления r 1, Rn, для каждого из имеющихся генераторов m 1, M его графика генерации (то есть для каждого из периодов t 1, T выбора неотрицательного числа – мощности генерации g mt, а также объема передаваемой в сеть электроэнергии. g tE g t g mt.

V Pnпотр Vmax - ограничение на объем потребляемой мощности всем домохозяйством/промышленным потребителем.

2.2.3. Разработка классификации задач по управлению режимами энергопотребления и собственной генерации потребителей В общем случае сформулированная проблема является сложной диссертационного исследования является выявление практически важных случаев, когда эта задача, тем не менее, имеет простое, а зачастую даже аналитическое, решение. Для этого введем следующую классификацию частных задач. Основаниями классификации служит сложность различных ее компонент.

- Зонный тариф (Time-Of-Use Pricing), c I при котором цена на потребляемую электроэнергию зависит только от времени Рисунок 11 – Пример зонных тарифов (time-of-use tariff) - Зонный тариф с учетом ограничения на максимальную зависимость цены не только от времени, но и от потребляемой мощности Vt, а именно, Такая зависимость цены от мощности фактически запрещает потребителю превышать норму a объема потребляемой одномоментно электроэнергии. На практике такой тариф автоматического выключателя по току.

потребления) предполагает зависимость цены от суммарного потребления за период.

Так, в [46] утвержден комплекс мер, направленных на переход к установлению социальной нормы потребления коммунальных услуг в РФ, то есть будут утверждены нормы потребления, в рамках которых оплата потребляемой электроэнергии будет осуществляться по регулируемым тарифам (сейчас рассматриваются различные варианты от - Более сложные формулы расчета цены. В рамках программ управления спросом могут использоваться более сложные формулы расчета цены. Наиболее распространенными примерами являются (см. рисунок 12) установление скидок при увеличении объема потребления электроэнергии и установление цены для каждого диапазона потребления, когда устанавливаются цены для определенных диапазонов электропотребления, при этом при переходе на новый диапазон потребления цена увеличивается.

График цены при применении скидок при График цены при установлении ее для увеличении объема потребления каждого диапазона потребления Рисунок 12 – Модификации графика цены в зависимости от условий ценообразования при применении программ управления спросом - Отсутствуют возможности использования распределенной - Возможна продажа в сеть электроэнергии, вырабатываемой - Существует возможность использования распределенной генерации только для собственного потребления (без выдачи распределенной генерацией потребителя, в сеть по цене, электроэнергии по рыночной цене (Задача 2 в таблице 9). Следует отметить, что Задача 1 является частным случаем решаемой Задачи 2.

Таблица 9 – Классификация задач по управлению режимами энергопотребления и собственной генерации потребителей Тариф зависит от времени Тариф нелинейно зависит от потребляемой мощности Более сложные формулы 2.2.4. Формирование системы решений задачи по управлению режимами энергопотребления и собственной генерации потребителей Предположим, что тариф на электроэнергию зависит только от времени суток и энергетическая компания приобретает электроэнергию у потребителя по той же цене, что и продает, то есть c I (t ) c E (t ) c IE (t ) (Задача 2 в таблице 9).

За рубежом важной тенденцией является увеличение доли производства электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в связи с чем разработана система поддержки ВИЭ с помощью специальных закупочных тарифов (feed in tariffs): установление специальных закупочных тарифов на энергию, вырабатываемую ВИЭ, или надбавок к рыночной цене на электроэнергию в зависимости от объемов проданной электроэнергии и типа ВИЭ. В России законодательством предусмотрены обе формы поддержки ВИЭ [37, 40, 41,50, 54,146].

В этом случае целевую функцию потребителя можно записать как:

(10) потребителю неважно, пускать ли произведенную электроэнергию в первую очередь на собственные нужды или поставлять ее целиком в сеть. Таким образом, можно считать, что g tE g t, g tI максимизацию и части целевой функции, связанной с потреблением, и части, связанной с собственной генерацией Это, между прочим, означает, что присутствие собственной генерации при наличии возможностей поставки ее в сеть по цене закупки не влияет на стремление потребителя максимально снижать собственное энергопотребление в периоды высокой цены (что обычно предполагается программами тарифного управления спросом) – расходы на электроэнергию замещаются упущенной прибылью от недопоставки электроэнергии в сеть.

Если, как предполагается выше, потребитель может независимо управлять мощностью источников собственной генерации, то задача максимизации fg также распадается на M независимых задач выбора мощности генерации для каждой из M имеющихся энергетических установок.

Выбор мощности gmt собственной генерации установки m 1, M в момент времени t осуществляется исходя из цены на электроэнергию в этот период.

Так, если кривая сm ( g m ) / g m (t ) удельной себестоимости генерации возрастает (что соответствует возрастанию расходов на масштаб), то оптимальная мощность определяется из уравнения сm (t, g mt ) c IE (t ) g mt, себестоимости собственной генерации, который имеет ступенчатый вид, при этом каждая новая ступень означает включение менее экономного режима генерации. На участке A, где себестоимость производства электроэнергии с использованием собственной генерации потребителя сm (g ) ниже рыночной цены с IE (t ), потребителю выгодно загружать собственную генерацию (в объеме, g m ), как для покрытия собственной нагрузки, так и для продажи электроэнергии в сеть. Себестоимость генерации на участке B выше рыночной цены с IE (t ), и, следовательно, соответствующие генерирующие мощности при заданной рыночной цене.

Если же себестоимость с ростом мощности изменяется более оптимизации, оставаясь при этом типовой задачей, типичной для экономики производства [90].

Если, как предполагается, пользователь независимо может управлять графиками потребления различных приборов, то, из формулы (12), оптимального варианта загрузки оборудования (строки матрицы An) для каждого прибора n 1, N.

вектор c IE (1),..., c IE (T ) – график изменения цены в течение всего планируемого промежутка времени;

2. Все элементы каждой строки по-отдельности суммируются, каждого варианта загрузки оборудования;

получается столбец [n,..., nR ] оценок вариантов;

4. Выбирается вариант, имеющий максимальную оценку n,..., nR.

оборудования потребителя и загрузки собственной генерации.

Таким образом, задача решается в случае, когда цена зависит только от временного периода (от времени суток), отсутствуют ограничения по мощности, продажа собственной генерации возможна по рыночной цене (Задача 2 в таблице 9 9). Представленный в настоящем разделе алгоритм решает и Задачу 1 таблицы 9.

Следует отметить, что, по крайней мере, для домохозяйств может быть предложена реалистичная модель оптимального поведения активного потребителя, адекватно описывающая основные мотивы принятия решений по энергопотреблению и собственной генерации.

Кроме того, во многих важных с практической точки зрения ситуациях единовременно потребляемой мощности, равенство цены потребляемой и передаваемой в сеть энергии) оптимизационная задача потребителя эффективное с точки зрения вычислений, чем общие методы, предлагаемые в литературе.

Критерием модели принятия решений «активным» потребителем является максимизация полезности потребителя, определяющейся как разница денежного эквивалента выгодности графика потребления и распределенной генерации.

Условиями модели принятия решений «активным» потребителем являются:

заданный график потребления для каждой единицы фиксированные графики себестоимости генерации;

ценообразование на электроэнергию, поставляемую в сеть от собственной генерации: для задачи 1 и 2 в таблице 9 соответствует рыночной цене электроэнергии (цене в Ограничениями модели принятия решений «активным» потребителем являются:

в общем случае – возможны ограничения на максимальный Методика обоснования стратегии «активного» потребителя, 2.2.4.3.

включающая формирование графика энергопотребления и На основе предложенной авторской модели принятия решений активным потребителем разработана методика обоснования стратегии энергопотребления и режима загрузки собственной генерации:

электропотребляющего оборудования: возможность прерывания графика работы, продолжительность работы, интервальность включения и т.д.

2. Строятся возможные комбинации графика работы (режимы) (например, на сутки) в виде матрицы, где количество строк количеству периодов планирования (например, часов). Для несуществующих режимов работы – оставшаяся часть матрица заполняется нулями.

3. Задается денежный эквивалент выгодности графика потребления для каждого режима работы (соответствует всему периоду энергопотребляющего оборудования.

4. Задаются ценовые параметры: затраты на производство единицы электроэнергии на собственном генерирующем оборудовании, цена на покупку электроэнергии из сети, цена на продажу электроэнергии в сеть.

5. На основании предложенной автором модели исходя из задачи минимизации затрат потребителя на энергоснабжение и с учетом определяется на период планирования (на каждый час суток) энергопотребляющего оборудования потребителя, а также объем направляемого на внутреннее потребление и объема продажи на В общем случае стратегия покупки электроэнергии из сети и объема загрузки собственной генерации выглядит следующим образом:

1. Если затраты на производство единицы электроэнергии на собственной генерации превышают цену на электроэнергию, потребляемую из сети ( cm (t ) > c I (t ) ), – потребителю следует покупать весь объем электроэнергии на рынке и не загружать собственную генерацию.

Если затраты на производство единицы электроэнергии на потребляемую из сети ( cm (t ) < c I (t ) ), – потребителю следует загружать собственную генерацию на максимальный объем, а оставшийся необходимый объем – потреблять из энергосистемы.

2. Если цена на электроэнергию, выдаваемую в сеть, превышает затраты на производство единицы электроэнергии на собственной генерации ( c E (t ) > cm (t ) ) – потребителю следует производить электроэнергии, больше, чем по критерию 1 и продавать ее на 3. Если цена на электроэнергию, выдаваемую в сеть, ниже затрат на производство единицы электроэнергии на собственной генерации ( c E (t ) > cm (t ) ) – потребителю следует производить электроэнергию в объеме, необходимом для внутреннего потребления по критерию 1, и ничего не продавать на рынок.

управления потребителей в энергетике и с учетом изменения роли потребителей в энергосистеме в диссертационном исследовании предложен инструмент (методика обоснования стратегии «активного»

потребителя, включающая формирование графика энергопотребления и режима загрузки собственной генерации, в основу которой положена модель принятия решений «активным» потребителем), отражающий реализовывать свои функции. Разработанный автором инструмент может использоваться для следующих целей:

стратегии своего энергопотребления;

энергосбытовой компанией и регулятором для выработки механизмов влияния на «активных» потребителей.

соответствующим отдельным потребителям, с предложенным электроприборов и режимов их работы, мощностей локальной генерации) погружается в условия общей тарифной политики.

В результате моделирования выявляется изменение графика совокупного потребления при фиксированном меню тарифов.

Этот «отклик спроса» (demand response) используется затем для поиска оптимальной тарифной политики с помощью, например, алгоритмов локального поиска (метода Ньютона или градиентного спуска). В целом такое моделирование позволяет сделать надежные предсказания об эффективности планируемых мер тарифного регулирования.

для автоматизации управления нагрузкой потребителя;

для оценки экономического эффекта для потребителя от участия в управлении спросом.

1. Основными характеристиками «активного» потребителя являются наличие совокупности или отдельных единиц технологических установок, включающих энергопотребляющее оборудование, собственную генерацию и накопители электроэнергии, а также осуществление деятельности по управлению спросом.

2. На базе сформулированных характеристик «активного» потребителя обозначены его основные функции в энергосистеме, которые включают управление собственным энергопотреблением, определение степени своего участия в предоставлении дополнительных услуг по собственных генерирующих мощностей (при их наличии).

3. Анализ потенциала реализации функций «активного» потребителя на примере различных отраслей народного хозяйства показал, что в конструкцией рынка электрической энергии. При этом для ряда отраслей потенциал реализации функции «активного» потребителя отсутствует как в текущих условиях, так и на перспективу, что обусловлено особенностями технологического процесса.

интеллектуальной энергетической системы является мотивация активного поведения конечного потребителя, под которой понимается обеспечение возможности реализации его функций с использованием электроэнергии, надежности, качестве и др.

5. Концепция «активного» потребителя в энергосистеме реализуется через систему механизмов «активизации» потребителей (Demand Side Management), включающей в себя программы управления спросом (Demand Response) и энергоэффективности.

6. Реализация концепции «активного» потребителя предъявляет ряд экономические и организационные требования.

7. В настоящее время неизвестна модель управления потреблением и генерацией «активного» потребителя, которая подходила бы для описания как домохозяйств, так и для промышленных потребителей, позволяла учесть потери потребителя в случае выбора различных графиков нагрузки, включала в себя управление собственной генерацией, и, в то же время, была вычислительно достаточно простой для того, чтобы лечь в основу поведения агентов-потребителей в рамках мультиагентной системы моделирования энергосистемы в рамках решения задачи управления спросом путем тарифного регулирования.

8. На базе анализа существующего опыта управления потребителей в энергетике и с учетом изменения роли потребителей в энергосистеме предложен инструмент (методика обоснования стратегии «активного»

потребителя, включающая формирование графика энергопотребления реализовывать свои функции.

9. Предложенная методика может использоваться различными субъектами для решения различных задач: самим «активным»

энергопотребления и для автоматизации управления нагрузкой потребителя, энергосбытовой компанией и регулятором – для мультиагентного моделирования отклика потребителей на тарифные механизмы управления спросом, а также для оценки экономического эффекта для потребителя от участия в управлении спросом.

Глава3. Организационно-экономические требования, необходимые для реализации концепции «активного» потребителя в энергетике 3.1. Разработка классификации «активных» потребителей с точки зрения степени вовлеченности потребителей в цепочку создания ценности и уровня потенциала участия в Для построения системы управления спросом, то есть для разработки механизмов реализации и стимулирования «активного»

потребителя в России, необходимо разработать классификацию потребителей с точки зрения потенциала участия в программах управления спросом. Традиционно в электроэнергетике выделяются следующие классификационные признаки (таблица 10):

- качественные классификационные признаки: виды потребителей, наличие у потребителя собственной генерации, вид получаемого эффекта регулирования, вид технологического процесса потребителя, вид конечного потребления.

- количественные показатели: потенциал допустимого снижения нагрузки, скорость снижения нагрузки, максимально возможная длительность внезапных отключений, не приводящая к срыву технологического процесса, максимально возможная длительность работы в условиях регулирования нагрузки.

Таблица 10 – Традиционная классификация потребителей Вид потребителей - Население (бытовые потребители):

Наличие у потребителя - Потребители с крупной генерацией;

собственной генерации - Потребители со средней генерацией;

Наличие у потребителя - Собственный источник отсутствует.

собственного источника - У потребителя имеется собственный источник, который генерации электроэнергии не выдает энергию в сеть.

Вид получаемого эффекта - Снижение нагрузки в часы максимума;

потребителя (степень участия - Оборудование потребителя регулируется потребителя в регулировании) автоматическими приборами с заданными ценовыми Вид технологического процесса - Процесс одинаков для каждого цикла, но за счет Максимально возможная 10.

длительность работы в условиях регулирования нагрузки С использованием разработанной в диссертации модели принятия «активного» потребителя:

- Цена на потребляемую из сети электроэнергию и формула ее - Наличие собственной генерации;

- Возможность выдачи в сеть электроэнергии, вырабатываемой - Принцип ценообразования на электроэнергию, выдаваемую в сеть от собственной генерации;

- Оценка денежного эквивалента выгодности режима - Наличие возможности переноса нагрузки оборудования во На основании традиционных характеристик потребителей и основных факторов, оказывающих влияние на поведение активного потребителя, были выделены основные классификационные признаки (рисунок 14) [40, 41,50, 110], послужившие базой для разработки классификации потребителей с точки зрения степени вовлеченности потребителей в цепочку создания ценности и потенциала участия в программах по управлению спросом. (рисунок 15):

«Активный» потребитель:

Существует возможность для регулирования нагрузки;

Готовность участия в регулировании нагрузки;

Готовность выполнять активные действия;

Условно-активный» потребитель:

Существует возможность для регулирования нагрузки;

Готовность участия в регулировании нагрузки;

Отсутствует готовность выполнять активные действия;

Пассивный» потребитель:

Отсутствует возможность для регулирования нагрузки;

Существует возможность для регулирования нагрузки, но отсутствует готовность участия в регулировании нагрузки.

Кроме того, «активные» и «условно-активные» потребители в зависимости от наличия собственной генерации классифицируются следующим образом:

потребители-производители (prosumers);

потребители, оказывающие системные услуги.

Предложенная автором классификация «активных» потребителей с точки зрения уровня потенциала участия в программах управления спросом учитывает, как традиционные характеристики потребителей в энергетике, так и основные факторы, оказывающие влияние на поведение активного потребителя, что позволяет в дальнейшем использовать ее с целью разработки или адаптации механизмов реализации и стимулирования активного поведения потребителя для каждой выделенной категории потребителей.

Рисунок 14 – Схема выделения основных классификационных признаков потребителей Рисунок 15 – Классификация потребителей с точки зрения потенциала участия в программах по управлению спросом 3.2. Разработка системы механизмов реализации и стимулирования активного поведения потребителя в России Стимулирование потребителей может иметь различный характер.

институциональным управлением понимается воздействие на ограничения и нормы деятельности, под мотивационным управлением – воздействие на предпочтения.[33] существующие зарубежные и отечественные разработки в части механизмов управления поведением потребителя в электроэнергетике [29,45,58,61,63,69,71,72,74,81,95,112,129,131] и предложена система механизмов реализации и стимулирования активного поведения потребителя в России, представленная на рисунке 16. По результатам анализа зарубежного опыта, а также особенностей рынка электрической энергии в России сформированы основные положения предложенных механизмов.

Рисунок 16 – Система механизмов реализации и стимулирования «активного» поведения потребителя в России 3.2.1. Интеграция собственной генерации В области управления собственной генерацией мотивационное управление направлено на создание экономических условий, делающих генерацию выгодной для «активного» потребителя. Непосредственное же управление мощностью генерации «по команде» системного оператора относится к институциональному управлению.

Для реализации функции управления загрузкой собственной генерации необходимо решить следующие задачи:

технологическая интеграция в энергосистему:

разработка стандартов присоединения к энергосистеме;

- разработка требований для получения генерацией потребителя статуса квалифицированного поставщика;

- разработка процедуры получения генерацией потребителя статуса квалифицированного поставщика;

создание экономических стимулов для реализации стратегии управления генерирующей мощностью:

- предоставление выбора субъекту по участию в институциональном регулировании нагрузки «по команде»

- предоставление возможности подачи ценовых заявок на продажу электроэнергии, вырабатываемой собственной - сохранение возможности проведения взаиморасчетов по трансфертной цене на объем электроэнергии, вырабатываемый собственной генерацией и потребляемый 3.2.2. Механизм стимулирования разгрузки Традиционно в электроэнергетике поддержание баланса спроса и предложения с целью обеспечения надежного энергоснабжения осуществляется с использованием ресурсов генерации (Supply Side Management):

мощности, покрытие пикового спроса за счет загрузки пиковых электростанций (ГЭС, ГАЭС, ТЭС).

При переходе к интеллектуальной энергетике обеспечение Management).

управлению режимами своего энергопотребления в периоды пиковых цен с целью балансирования системы.

индивидуальный экономический эффект от участия в управлении своим энергопотреблением – ввести новый вид системной услуги – услуга по оперативному сбросу/набору нагрузки, которая будет рассматриваться как эквивалент дополнительной загрузки/разгрузки генерации. Если цена, предлагаемая потребителем за разгрузку/загрузку, ниже цены, обеспечиваться при более низкой цене. При этом необходимо учитывать электроэнергии, так и на рынке мощности – как эквивалент содержания резервного генератора.

затруднительна в части мелких розничных потребителей в силу малого объема энергопотребления, не способного повлиять на формирование цены на рынке. Поэтому целесообразно также рассмотреть возможность создания участника инфраструктуры, нового агента рынка – агрегатора, энергопотреблением на рынке [45]. Указанный участник реализует механизм «виртуальной электростанции» - агрегирует свободную мощность распределенной генерации, а также потребителей, готовых снизить нагрузку в рамках механизмов управления спросом, и управляет указанной мощностью из единого центра посредством Интернетсистемы как блоком одной электростанции.

3.2.3. Механизм встречного планирования Конструкция рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка соответствует принципам механизма встречных планов. Суть механизма встречных планов заключается в том, что потребители сами определяют и сообщают свой прогноз потребления, что обеспечивает надежность и точность прогнозирования. Потребитель оплачивает плановый объем по базовой цене, кроме того, перерасход и недорасход оплачиваются со штрафными коэффициентами. Наличие штрафов стимулирует потребителя к максимально точному планированию (рисунок 17) [1].

В настоящее время при отклонении фактического потребления от планового потребитель попадает на балансирующий рынок, где соответствующие объемы превышения покупаются по более дорогой цене, а объемы «недобора» продаются обратно на рынок по пониженной цене.

Рисунок 17 – Механизм стимулирования встречных планов Для реализации положений концепции «активного» потребителя необходимо в действующей модели рынка электроэнергии пересмотреть штрафные коэффициенты за гибкое реагирование потребителей таким образом, чтобы можно было интегрировать механизм стимулирования разгрузки в существующую систему рынков электроэнергии и мощности.

3.2.4. Механизмы управления спросом энергетической компанией включает в себя большое количество различных тарифов: тарифы за электроэнергию, тарифы за использование мощности, тарифы на подключение к энергосистеме.

Тарифы для промышленных и бытовых потребителей могут зависеть от региона расположения потребителя, времени суток, потребляемой мощности, накопленного объема потребления, планового объема потребления, загруженности распределительных электросетей, оптовой или розничной цены электроэнергии на розничном или оптовом рынке, и других факторов.

участников экономической системы состоит в создании экономических стимулов для определенного способа их действий или поведения.

Управление поведением через тариф на товар или услугу почти автоматически предполагает дифференциацию тарифа – различные стимулирования нужных действий тарифы снижаются, для запрета нежелательного поведения – повышаются.

Принципиальной является способность субъекта управления измерять и наблюдать поведение активного объекта управления. Эти измерения должны быть объективными, так как на их основе производится выбор тарифов и определяются суммы взаиморасчетов.

электроэнергии предполагает развитие системы приборных измерений, в первую очередь, потребления электроэнергии.

Основу экономической мотивации дают методы и механизмы управления спросом (Demand Responses – англ.).

взаимодействию с потребителем, основанный на его активном участии в поощрений «активного» потребителя [22,68].

Программа управления спросом включает управление нагрузкой и динамическое ценообразование [73].

Система управления спросом в электроэнергетике включает в себя технологические аспекты (контроль перетоков, система учета), а также экономические (маркетинговые) аспекты - систему модификации тарифов и цен.

несколько способов управления нагрузкой, часть из которых уже успешно реализуется и в российской хозяйственно практике. В систему управления спросом включаются следующие программы (таблица 11):

- Прямое управление нагрузкой (ПУН);

- Программы требования (предложения) нагрузки или Программы обратной покупки;

- Тариф, дифференцированный по времени суток;

- Коммерческие/промышленные варианты программы:

- Программы прерывания;

- Программы снижения нагрузки;

- Тарификация в режиме реального времени;

- Программы требования (предложения) нагрузки или Программы обратной покупки.

Таблица 11 – Программы управления спросом Элементы программы управления спросом Прямое управление спросом оборудование в часы минимума/ максимума тарифа в Программы требования Потребитель по своему усмотрению включает или выключает Потребитель на основе оперативной информации о (предложения) нагрузки или оборудование в часы минимума/ максимума тарифа в состоянии рынка может отказаться от потребления в Программы обратной покупки соответствии с существующим тарифным меню данный момент времени и продать мощность Тариф, дифференцированный Потребитель по своему усмотрению включает или выключает по времени суток оборудование во время действия зональных тарифов Коммерческие/промышленные варианты программы:

Программы прерывания Принудительные отключения в форс-мажорных ситуациях предоставлением возможности понижения выплат в Программы снижения Принудительные сокращение нагрузки в форс-мажорных Тарификация в режиме Работа в режиме реального времени на балансирующем оптовом оптовом рынке электроэнергии и мощности, а также на Программы требования Промышленный потребитель по своему усмотрению загружает данный момент времени и продать мощность по одному (предложения) нагрузки или мощности в соответствии с режимом работы в зависимости от их вариантов: переменный процент от оптовых цен, Программы обратной покупки тарифа или условий долгосрочного контракта постоянный процент от оптовых цен, постоянная или предназначаются для потребителей с оборудованием, которое может быть выключено или работает циклами в течение относительно короткого периода времени. Наиболее распространенные сферы применения, в порядке долей участия:

центральные кондиционеры для жилых помещений, водонагреватели, насосы для бассейна, электрические отопительные приборы с приспособлениями Для приема сигналов от энергетической или сетевой компании оборудование на стороне потребителя должно быть оборудовано соответствующими приемниками и исполнительными механизмами отключения. Программы ПУН как правило обязательны к исполнению после того, как потребитель решает участвовать. Добровольное участие возможно для активных потребителей в некоторых технологически более совершенных интеллектуальных сетях и может стимулироваться более низкими платежами за участие [75,83].

Система поощрений для потребителей зависит от нескольких факторов, включая [73]:

тип контролируемого оборудования, уровень контроля, средний уровень сокращения нагрузки, уровень сокращения нагрузки.

Понятно, что чем сложнее система поощрений, тем большими должны быть экономические стимулы для того, чтобы потребители осознанно в ней участвовали.

Поощрения выплачиваются посредством ежемесячных кредитов на счета за потреблённые услуги. Установка необходимого оборудования и подключение потребителя к данной программе может осуществляться за счёт поставщика электроэнергии, за счет потребителя (как единовременно, так и в форме распределенной во времени доплаты), а также совместно в оговоренной пропорции. Скидки на установку оборудования могут стать существенным фактором, стимулирующим участие населения в программе.

Программы обратной покупки могут использоваться в случаях, когда обычный потребитель хочет отказаться от потребления электричества по высокой цене. Как правило, это – добровольные программы, так как у потребителя есть выбор относительно того, как долго участвовать в программе в любой день.

В рамках данной программы потребитель получает информацию о ценах на покупку через Интернет и принимает соответствующие меры, неиспользованную энергию обратно по ценам, действующим в настоящий момент. Ключевой вопрос для программ обратной покупки – как их модернизировать или усовершенствовать для обеспечения возможности посылать ценовые сигналы. Важным также является предотвращение возможностей спекуляции со стороны потребителей через завышение планируемых нагрузок и затем обратную продажу заведомо избыточной электроэнергии.

Тарифы, дифференцированные по времени суток разработаны, чтобы лучше отразить структуру издержек производителя, где показатели выше во время пиковых периодов и ниже во время непиковых периодов. Здесь возможны и добровольные, и обязательные принудительный характер.

Добровольные программы позволяют потребителям сначала выбрать, а позже отказываться, хотя они должны остаться в течение согласованного промежутка времени, например, на один год. Эти программы больше всего подходят для потребителей, использующих больше энергии во время непиковых периодов. Это представляет поставщиков могут снизиться доходы, если будут участвовать потребители только с благоприятными параметрами нагрузки. [73] Принудительные программы разработаны для целых сегментов потребителей, и все потребители обязаны в них участвовать. Например, все потребители с определенным уровнем потребления могут быть обязаны покупать энергию по тарифам, дифференцированным по времени суток [138].

предполагает уменьшения прибылей энергетической компании. При правильном подходе разрабатывается меню тарифов, ориентированных на разные группы потребителей. Каждый входящий в меню тариф реализует некоторый компромисс между интересами поставщика и определенной группы потребителей. При этом меню организовано таким образом, что потребителю выгодно выбирать тариф, рассчитанный именно на его тип. Такая дифференциация уменьшает потери от усреднения особенностей потребителей в крупных сегментах и позволяет получить дополнительный доход.

Если показатели разработаны должным образом и поведение потребителей изменяется в разумных пределах, доходы поставщика могут не зависеть от принудительных программ. Таким образом, потребители, экономящие деньги на тарифах, дифференцированных по времени суток, компенсируются за счет потребителей, которые платят больше. Когда поведение меняется в сторону уменьшения пикового спроса и потребления во время более дешевых периодов времени, коэффициенты нагрузки улучшаются и, со временем, все тарифы могут дифференцированных по времени суток [73].

Ключевые вопросы включают в себя измерение, составление счетов, и потребительскую осведомленность. Улучшенные системы измерения необходимы, как правило, в каждом доме для того, чтобы регистрировать объем потребления по времени суток, вместо того, чтобы ежемесячно измерять объемы использования для выставления счетов. Современные системы измерения требуют более сложных интеллектуальных сетей и вычислительных систем для перевода объема потребления на счета для оплаты[75,83].

Следующие ключевые вопросы связаны с определением пиковых и непиковых периодов. У некоторых коммунальных организаций есть два периода ценобразования в день, у других три, бывает и четыре.

Обычно выходные и праздничные дни считают непиковыми. Особенно интересный вопрос состоит в том, какие тарифы использовать в каждый период, так как распределение постоянных и переменных затрат не только по классам потребителей, но также и по периодам времени может основываться на существенно отличающихся рассуждениях. [73] программы управления пиковыми нагрузками также доступны для потребителей коммерческого и промышленного класса потребителей.

Фактически, среди этих видов программ существует больше разнообразия.

надежности. Особенностями программ прерывания были:

большой объем сокращения;

короткое уведомление для согласия;

прерывание могло требоваться в любое время дня или любой принудительное согласие;

штрафы за отказ от участия;

максимальное количество прерываний, позволенных в течение любого периода;

постоянные скидки на счета за электричество.

Большинство участников – промышленные потребители, которые могут прервать операции на несколько часов или перенести их. Также потребители, использующие резервные генераторы, которые могут выдержать все или значительные части нагрузки.

В связи с принудительным согласием всплывает проблема серьезных штрафов. Потребители отказываются участвовать в программах прерывания, когда фактическое количество требований превышает ожидаемое [62].

Программы снижения нагрузки являются крайним вариантом программ прерывания. По-другому такие программы можно назвать “режим пониженного потребления мощности”. Ключевые особенности включаю:

меньшие ожидаемые сокращения нагрузок, минимум на кВт, но возможно и 500 кВт или 1 000 кВт;

меньшее число запросов сокращения, например 15;

требование по снижению только в определенные дни и время, например, будние дни и между 11:00 и 19:00;

принудительное участие после заключения соглашения;

маленькие штрафы за отказы сокращения нагрузки;

кредиты, основанные на объеме сниженной нагрузки, уменьшающие размер стандартных тарифов.

Более подходит для коммерческих потребителей, такие как офисы и розничные потребители. Потребители с резервными генераторами могут не только уменьшить нагрузку, но также и самим покрывать оставшуюся часть нагрузки.

Одна из особенностей программы снижения нагрузки состоит в том, что она может быть использована как отдельными участниками, так и коллективно. Большинство программ обращается к потребителям индивидуально и вознаграждает их отдельно, но некоторые программы могут быть нацелены на кооперацию, самоорганизацию потребителей и создание ими сообществ с собственной энергетической инфраструктурой.

Тарификация в режиме реального времени основана на предложении варианта ценообразования, основанного на тарифе, дифференцируемом по времени суток. Периоды времени и тарифы могут быть стандартными, зависящие от времени использования, которые зафиксированы для всех сезонов на уровне пиковых и непиковых цен.

Более усовершенствованная альтернатива – тарификация в режиме реального времени, когда цены изменяются час за часом. Потребители могут добровольно участвовать, но должны оставаться в программе в течение некоторого установленного периода времени, например, один год. Конструкция программы включает:

день перед ценообразованием с почасовыми затратами, день ценообразования с почасовыми затратами, и добровольные изменения нагрузки со стороны потребителя.

Опытные потребители могут включить схему ценообразования поставщика электроэнергии в свою систему управления энергией.

Большие ценовые различия между периодами с высоким и низкими ценами могут автоматически вызвать большие изменения в потреблении электроэнергии.

Следует отметить, что в отличие от существующих вариантов тарификации в режиме реального времени, переход к интеллектуальной энергосистеме предполагает также снижение горизонта планирования на спотовом рынке: для балансирующего рынка – максимальное приближение к режиму реального времени (в то время как сейчас балансирующий рынок проводится раз в 4 часа).

Программы обратной покупки построены на том, что потребитель пользуется стандартным тарифом, но получает возможность принимать участие или планировать сокращения нагрузки в ответ на запросы коммунальной компании. Важным вопросом является определение цены предложения.

Есть четыре общих схемы ценообразования.

Потребителям предлагается фиксированный процент от оптовой цены на рынке наличного товара. Процент может меняться в зависимости от поставщика частично из-за того, хотят ли они возвратить административные расходы и Переменный процент оптовых цен на рынок электроэнергии.

Процент изменяется в зависимости от системы и рыночных Постоянная цена, в соответствии с которой потребитель определяет в начале программы, какое количество нагрузки он получит по указанной цене. Поставщик может сначала обратиться к тем потребителям, которые согласились на самые низкие цены обратной покупки, и если будет необходимость обратиться к другим потребителям.

Переменная цена, которую определяет потребитель.

Переменная цена может быть определена для каждого случая потребителем или может находиться в пределах диапазона, согласованного с поставщиком. Когда потребитель предлагает (делает заявку) в ответ на запрос поставщика, организация может оценить заявленные нагрузки и цены, чтобы решить, сколько взять и от каких 3.3. Оценка результативности реализации концепции «активного»

Оценка результативности реализации концепции «активного»

потребителя неразрывно связана с оценкой эффектов от реализации концепции Smart Grid в целом. Анализ зарубежных исследований показывает, что указанные эффекты могут быть разделены на категории по-разному [24,57,61,64,65,79,85,86,91,105,109,114,122,123]. Наиболее полная классификация, по мнению автора, представлена в исследованиях Департамента энергетики США[112,122,131]. Так, в указанной классификации выделены три категории преимуществ, получаемых от реализации активного поведения потребителей: прямые, косвенные и другие преимущества. Прямые преимущества появляются у потребителей, которые осуществляют действия по управлению спросом, а косвенные и другие преимущества – получают другие потребители и стейкхолдеры. Система таких преимуществ доработана автором в части возможности количественной оценки и представлена в таблице 12. [122] Таблица 12 – Оценка результативности реализации концепции «активного» потребителя Прямое Потребители, Экономический эффект Снижение затрат на энергоснабжение за счет Оценивается с использованием Косвенное Другие Краткосрочное Снижение маржинальных цен на электроэнергию за Требует моделирования режима Другие Другие Усиление конкуренции Реализация программ по управлению спросом Отсутствует возможность Регуляторы, Повышение безопасности и За счет повышения надежности энергоснабжения, Как видно из таблицы 1212, оценка результативности реализации концепции «активного» потребителя является сложной задачей, требующей в частности моделирования работы энергосистемы в новых условиях. Тем не менее на базе предложенной автором методики обоснования стратегии «активного» потребителя, включающей формирование графика энергопотребления и режима загрузки собственной генерации, можно осуществить оценку одного из эффектов, получаемых потребителями – снижения затрат на энергоснабжение за счет оптимизации графиков энергопотребления и режимов работы собственной генерации.

Апробация предложенной методики без учета оптимизации работы собственной генерации (Задача 1 в таблице 9) была проведена с частичным использованием данных [102] и на основе условных данных.

Рассматривалась работа следующих устройств:

- кондиционер: порядковый номер оборудования n = 1, мощность) P1 = 1 кВтч., продолжительность работы d1 = - электромобиль: порядковый номер оборудования n = 2, неравномерно (согласно данным [102]) P2 = 0,79-3,56 кВт, - стиральная машина: порядковый номер оборудования n = 3, мощность) P3 = 0,95 кВтч., продолжительность работы мощность) P4 = 0,3 кВтч., продолжительность работы d3 = потребителей ОАО «Мосэнергосбыт», утвержденная на I полугодие выгодности графика потребления d rn принят на основании условных данных (поскольку отсутствует возможность сбора информации от приборов интеллектуального учета и измерения).

Исходные данные и итоговый расчет оптимальных графиков нагрузки представлены в таблицах 13-26 26 (Приложение 1). В частности, оптимальным вариантом графика работы для потребителя является:

- для кондиционера: вариант 3 (работа с 11.00 по 12.00, с 15.00 по - для электромобиля: вариант 4 (зарядка с 16.00 по 10.00);

- для стиральной машины: вариант 3 (работа с 3.00 до 5.00);

- для телевизора: вариант 5 (работа с 11.00 до 15.00).

Суммарные затраты на энергоснабжение при оптимальных вариантах загрузки оборудования (с учетом степени удовлетворенности Экономия за сутки по сравнению с вариантами, которым соответствуют наибольшие возможные затраты (без учета степени удовлетворенности выбранным графиком) составляет 10%.

Следует отметить, что приведенный пример является крайне ограниченным, поскольку смоделирован на основе условных данных, а также в силу невысокой волатильности цены на электроэнергию на рынке, что обусловлено выбором зонного тарифа. Для более точной оценки эффекта, получаемого потребителем, требуется проведение Данные сайта ОАО «Мосэнергосбыт»

более сложных расчетов, что не ставилось в задачах диссертационного исследования и выходит за его рамки.

Также следует отметить, что помимо рассмотренного выше эффекта, существенной составляющей результативности реализации концепции «активного» потребителя будет являться снижение маржинальных цен на рынке и получение дополнительного дохода от предоставления оплачиваемых системных услуг по снижению нагрузки.

Для проведения оценки указанных эффектов требуется проведение сложных расчетов на базе моделирования работы энергосистемы в новых технологических условиях.

1. На основании классификационных признаков, выделенных с использованием традиционных характеристик потребителей и основных факторов, оказывающих влияние на поведение активного потребителя, выявленных при разработке инструмента реализации его функций, предложена классификации потребителей с точки зрения степени вовлеченности потребителей в цепочку создания ценности и потенциала участия в программах по управлению спросом.

классификации, позволяют в дальнейшем использовать ее с целью стимулирования «активного» поведения потребителя для каждой выделенной категории потребителей.

3. Предложена система механизмов реализации и стимулирования принципах мотивационного управления. По результатам анализа зарубежного опыта, а также особенностей рынка электрической предложенных механизмов.

4. Разработанный подход к формированию системы механизмов реализации и стимулирования «активного» потребителя в России позволяет определить систему мер по изменению организационноэкономических отношений в российской электроэнергетике, направленных на создание экономических стимулов, во-первых, генерацию потребителя, а, во-вторых, построить гибкую систему тарифов, направленных на формирование желаемого поведения потребителей.

5. Определено место разработанной методики обоснования стратегии «активного потребителя», включающей формирование графика энергопотребления и режима загрузки собственной генерации, в системе оценки результативности реализации концепции активного потребителя. Проведены расчеты по применению указанной методики для оценки снижения затрат на электроэнергию в на примере отдельного домохозяйства.

1. Уточнено определение «активного» потребителя, определены его задачи, роль и функции в энергосистеме, на основании чего сформирована система условий и требований, необходимых для реализации экономического поведения активного потребителя в энергосистеме на базе концепции Demand Side Management с учетом технологические, экономические и организационные требования.

2. Разработанная методика обоснования стратегии «активного»

потребителя, включающей формирование графика энергопотребления и режима загрузки собственной генерации на основе авторской модели принятия решений «активным» потребителем, отражающей экономические интересы «активного» потребителя, с учетом степени удовлетворенности выбранным графиком энергопотребления.

Предложенная методика может использоваться для следующих целей:

стратегии своего энергопотребления;

энергосбытовой компанией и регулятором для выработки механизмов влияния на активных потребителей;

для автоматизации управления нагрузкой потребителя;

для оценки экономического эффекта для потребителя от участия в управлении спросом.

3. На основании выявленных факторов, оказывающих влияние на классификационные признаки «активных» потребителей, которые позволяют классифицировать активных потребителей с точки зрения уровня степени вовлеченности потребителей в цепочку создания ценности и потенциала участия в программах управления спросом, что может использоваться в дальнейшем с целью разработки программ управления спроса для каждой категории потребителей.

4. Разработанный подход к формированию системы механизмов реализации и стимулирования «активного» потребителя в России, основанный системе механизмов Demand Response, позволяет определить систему мер по изменению организационноэкономических отношений в российской электроэнергетике, направленных на создание экономических стимулов, во-первых, позволяющих интегрировать в энергосистему собственную генерацию потребителя, а, во-вторых, построить гибкую систему тарифов, направленных на формирование желаемого поведения потребителей.

1. Акаев А.А. Современный финансово-экономический кризис в свете теории инновационно-технологического развития экономики и управления инновационным процессом //Системный мониторинг.

Глобальное и региональное развитие. М.: УРСС, 2009. С. 141—162.

2. Антонов Н. В. / Управление электропотреблением в бытовом секторе // «Энергосбережение», №7, 2011 г.

3. Бурков В. Н., Губко М. В., Новиков Д. А. Организационные механизмы управления в электроэнергетике / Управление развитием крупномасштабных систем [под ред. А.Д. Цвиркуна]. - М.: Издательство физико-математической литературы, 2012. С. 261-278.

4. Бурков В.Н., Губко М.В., Коргин Н.А., Новиков Д.А. Теория управления организационными системами и другие науки об управлении организациями – Проблемы управления Control Sciences № 2012 с. 5. Бурков В.Н., Коргин Н.А., Новиков Д.А. Введение в теорию управления организационными системами / Под ред. чл.-корр. РАН Д.А.

Новикова. – М.: Либроком, 2009. – 264 с.

6. Бурков В.Н., Новиков Д.А. Теория активных систем: состояние и перспективы. М.: Синтег, 1999. – 128 с.

7. Бушуев В.В. Сценарии развития мировой энергетики в 2010-2050 гг.

// Международный форум «ТЭК России в XXI веке», Москва, 8 апреля 2010 г.

8. Бушуев В.В. На пути к новому электрическому миру // XII Международная научно-техническая конференция «Перспективы развития электроэнергетики и высоковольтного электротехнического оборудования. Энергоэффективность и энергосбережение», Москва. 20марта 2012 года 9. Бушуев В.В. Умная электроэнергетика – региональный аспект // Ярославский энергетический форум, 6 октября 2011 года 10. Бушуев В.В. Электроэнергетика требует «умного» управления // ЭКО. 2011. № 4. С. 4-26.

11. Бушуев В.В., Куричев Н.К., Тиматков В.В., Троицкий А.А.

Российская электроэнергетика-2050 в контексте инновационного развития. – М.: ЗАО «ГУ ИЭС», 2011. – 76 с.

12. Бушуев В.В., Тиматков В.В. На пути к «электрическому миру» // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2012. № 3. С. 2-5.

13. Веселов Ф.В., Федосова А.В. Smart Grid - умный ответ на вызовы «умной» экономики// ЭнергоРынок. №5, 2011, с. 52 – 14. Волкова И.О., Окороков В.Р., Окороков Р.В., Кобец Б.Б. Концепция интеллектуальных энергосистем и возможности ее реализации в российской электроэнергетике // Институт Народнохозяйственного Прогнозирования РАН // Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса», Москва, 15. Волкова И.О., Сальникова Е.А., Шувалова Д.Г. Активный потребитель в интеллектуальной энергетике // Академия энергетики. – 2011. – № 2 (40) – C. 50- 16. Гительман, Л.Д. Энергетический бизнес: учеб. пособие/ Л.Д.

Гительман, Б.Е. Ратников.- 2-е изд., испр.- М.: Дело, 2006.- 600с.

17. Говоров Д.С. Активный потребитель // НП «Сообщество потребителей энергии», Москва 15 ноября регулирование для формирования желаемого графика нагрузки энергосистемы // Автоматика и телемеханика. 2004 №5 стр. 166- 19. Громов А.И. Мировая энергетика 2052 // Москва, Презентация для Министерства энергетики РФ, 19 декабря 2011 года 20. Дорофеев В. В., Макаров А. А. Активно-адаптивная сеть - новое качество ЕЭС России. //Энергоэксперт №4, 2009.

21. Дорофеев В.В. «Развитие электроэнергетической системы России с использованием принципов активно-адаптивной сети» / Материалы международного форума «Энергетика будущего» - 16 ноября 2010 г. Москва 22. Дубинский Е.В. Управление спросом на электрическую энергию в Москве Энергосбережение №2, 1999 http://www.abok.ru/for_spec/articles.

php?nid= 23. Згуровець О.В., Костенко Г.П. Эффективные методы управления потреблением электрической энергии Проблеми загальної енергетики №16, 2007 http://dspace.nbuv.gov.ua/bitstream/handle/123456789/3094/ _16_St_11.pdf?sequence= 24. Интеллектуальное развитие электроэнергетики с участием "активного" потребителя /под ред. д.т.н., проф. Бушуева В.В. – М.: ИД "Энергия", 2013. – 84 с.

25. Интеллектуальные сети: российский взгляд // Энергоэксперт. - № 4. Княгинин В. Н. Энергетический форсайт (видение будущего энергетики) // Фонд ЦСР «Северо-Запад», 2010 г. http://csrnw.ru/upload/file_content_320.pdf 27. Кобец Б.Б., Волкова И.О. Smart Grid: концептуальные положения // Энергорынок. – март 2010. - № 03 (75).

электроэнергетики на базе концепции SMART GRID – М.: ИАЦ Энергия, 2010. – 208 с.

29. Концептуальные положения построения конкурентного электроэнергетического рынка на основе возможностей создаваемой ИЭС ААС России/ Дорофеев В.В., Кузьмин В.В. [Электронный ресурс]. 2013 URL: http://grid2030.ru/userfiles/Novaya_kontseptsiya_rynka.

pdf (дата обращения: 08.04.2013) 30. Коротаев А. В., Цирель С. В. Кондратьевские волны в мировой экономической динамике// Системный мониторинг. Глобальное и региональное развитие / Отв. ред. Д. А. Халтурина, А. В. Коротаев. – М.:

Либроком/URSS, 2010. C. 189–229.

31. Кукель-Краевский С. А. Единая электроэнергетическая система Европейской части СССР: Рабочая гипотеза и технико-экономическая модель для планирования электрификации – Москва; Ленинград: Изд-во Акад. наук СССР, 1938.

32. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления – М.:

Энергоатомиздат, 33. Новиков Д. А. Механизмы управления: учебное пособие/ В. Н. Бурков, И. В. Буркова, М. В. Губко, Н. И. Динова, А. К. Еналеев, В. В. Кондратьев, Н. А. Коргин, Д. А. Новиков, А. В. Цветков, А. Г. Чхартишвили, А. В. Щепкин: под ред. Д.А. Новикова. – Москва:

ЛЕНАНД, 2011. – 192 с.

34. Новиков Д. А. Теория управления организационными системами. 3-е изд., испр. и дополн. – М.: Издательство физико-математической литературы, 2012. – 604 с.

35. Новиков Д.А., Петраков С.Н. Курс теории активных систем. М.:

СИНТЕГ, 1999. – 104 с.

36. Новиков Д.А., Смирнов И.М., Шохина Т.Е. Механизмы управления динамическими активными системами. М.: ИПУ РАН, 2002. – 124 с.

37. О мерах по стимулированию ВИЭ на оптовом рынке // Презентация Минэнерго РФ, Москва апрель 2013 г.

38. Обоскалов В.П., Паниковская Т.Ю. Управление энергопотреблением http://www.sei.irk.ru/symp2010/papers/RUS/S4-14r.pdf 39. Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активно- адаптивной сетью. [Электронный ресурс]. 2012. URL:

http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/ies_aas.pdf 08.04.2013).

40. Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии (утверждены постановлением Правительства РФ от 4 мая 2012 г. N 442);

41. Основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике (утверждены постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178);

42. Осорин М., Лакшевич В.. Концепция Smart Grid – новый вектор развития // IT-manager 06. 43. Попов Н. И., Третьяк О. А. Управление сетями: новые направления исследований / Российский журнал менеджмента // том 6 № 44. Правила оптового рынка электрической энергии и мощности (утверждены постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. N 1172) 45. Презентация ОАО «Системный оператор» «Управление потреблением» [Электронный ресурс]. 2012. URL: http://www.e-cm.ru/seminars/seminar9.htm (дата обращения: 02.12.2012).

46. Распоряжение Правительства РФ от 10 сентября 2012 г. №1650-р «Об утверждении комплекса мер, направленных на переход к установлению социальной нормы потребления коммунальных услуг в Российской Федерации»;

47. Смирнов Д.А. Диссертация: методы организации инновационного импортозамещения оборудования // ФГБОУ ВПО «СПбГПУ». СанктПетербург, - 2012 г.

48. Третьяк О.А. Отношенческая парадигма современного маркетинга / Российский журнал менеджмента // том 11 № 49. «Умные» среды, «умные» системы, «умные» производства: серия докладов (зеленых книг) в рамках проекта «Промышленный и технологический форсайт Российской Федерации» / Коллектив авторов;

Фонд «Центр стратегических разработок «Северо-Запад». – СПб., 2012.

– Вып.4. – 62с. – Серия докладов в рамках проекта «Промышленный и технологический форсайт Российской Федерации») 50. Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

51. Фишберн П. Теория полезности для принятия решений. М.: Наука, 1978.

52. Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики: учебник/ В.Н. Фомина.

– Москва: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПКгосслужбы, 2005. – 392 с.

53. Шевкоплясов. П.М. Основы ценообразования на рынках энергии:

учебное пособие. – 3-е изд., перераб. и доп. – СПб.: ПЭИПК, 2010. –.http://www.atominfo.ru/files/strateg/strateg.htm 55. Ahmad Faruqui, Dan Harris. Lessons from Demand Response: Trials and Potential Savings for the EU // Smart Meters, Smart Prices, Naval & Military Club, London, Great Britain, 12 октября 56. Ahmad Faruqui, Ryan Hledik. Demand Response Potential in the United States // APExConference, Dublin, Ireland, 19 октября 57. Ahmad Faruqui, Презентация A National Perspective On Demand Response // California Energy Commission, Sacramento, California, 5 марта 2008 г., 58. Almas Heshmati. Survey of Models on Demand, Customer Base-Line and Demand Response and Their Relationships in the Power Market // Discussion Paper № 6637 Korea University and IZA, June 59. Amir-Hamed Mohsenian-Rad, Alberto Leon-Garcia. Optimal Residential Load Control With Price Prediction in Real-Time Electricity Pricing Environments // Smart Grid, IEEE Transactions on. 2010 Vol. 1. P. 120- 60. Amir-Hamed Mohsenian-Rad, Vincent W.S. Wong, Juri Jatskevich, Management Based on Game-Theoretic Energy Consumption Scheduling for the Future Smart Grid // Smart Grid, IEEE Transactions on. 2010 Vol. 1. P.

320 - 61. Analyses of Demand Response in Denmark // Ris National Laboratory Information Service Department, Denmark, 62. Andrew Ott. Demand Response Participation in Capacity Markets // PJM, 17 февраля 63. Assessment of Demand Response and Advanced Metering // Staff Report prepared by Federal Energy Regulatory Commission, Washington, 64. Baer, W.S., Fulton. B., Mahnovski, S. (2004) Estimating the Benefits of http://www.rand.org/content/dam/rand/pubs/technical_reports/2005/RAND_T R160.pdf recommendations for achieving them // A report to the United States Congress prepared U.S. Department of Energy, 66. Bingnan Jiang, Yunsi Fei. Dynamic Residential Demand Response and Distributed Generation Management in Smart Microgrid with Hierarchical Agents // Energy Procedia. 2011 Vol. 12. P. 76- 67. Brandon Davito, Humayun Tai, Robert Uhlaner. The smart grid and the promise of demand-side management // McKinsey & Company, http://www.calmac.com/documents/MoSG_DSM_VF.pdf 68. Cliff Rochlin. The Alchemy of Demand Response: Turning Demand into Supply // The Electricity Journal, 2009, Volume 22, Issue 69. Demand Dispatch—Intelligent Demand for a More Efficient Grid // Prepared by National Energy Technology Laboratory, US, 70. Demand Response and Smart Metering Policy Actions Since the Energy Policy Act of 2005: A Summary for State Officials // Prepared by the U.S.

Demand Response Coordinating Committee for The National Council on Electricity Policy, 71. Demand Response in Ontario: Exploring the Issues // A report prepared for the Independent Electricity System Operator (IESO),Toronto, Ontario, 72. Demand Response in U.S. Electricity Markets: Empirical Evidence // Energy Analysis Department Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, 73. Demand Response: Principles for Regulatory Guidance - Jupiter, Florida:

Peak Load Management Alliance, 74. Demand Side Response // A Discussion Paper prepared by OFGEM, London, 75. Demand-side bidding in wholesale electricity markets // The Brattle Group, San Francisco,

76. DOE USA. Smart Grid: an introduction.

www.oe.energy.gov/DOE_SG_Book_Single_Pages.pdf.

77. Edgeworth F.Y. Mathematical Psychics. London: Paul, 78. Energy demand theory. In: Evans J, Hunt LC (eds.) International handbook on the economics of energy. Edward Elgar Publishing, Cheltenham, 2009, 831 p.

79. Estimating the Costs and Benefits of the Smart Grid. A Preliminary Estimate of the Investment Requirements and the Resultant Benefits of a Fully Functioning Smart Grid // the Electric Power Research Institute, California, 80. European Technology Platform SmartGrids. Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future. April, 2010.

81. F. Stuart Bresler. Demand Response in the PJM Electricity Markets // PJM, 82. Fisher I. Mathematical investigations in the theory of value and prices // New Haven: Yale University Press, 1937 – reprint of 1892 ed.

83. Fostering Economic Demand Response in the Midwest ISO // The Brattle Group, 84. Gary S. Becker, Kevin M. Murphy. A Theory of Rational Addiction // Journal of Political Economy, Vol. 96, No. 4 (Aug., 1988), pp. 675- 85. GB Demand Response. Report1 The Opportuninties for Demand Response // KEMA, Commissioned by the Energy Network Association, http://www.energynetworks.org/modx/assets/files/news/publications/KEMA_ CUE%20Report_Opportunities%20for%20demand%20response_March2011.

pdf 86. GB Demand Response. Report2 Strategic Issues and Action Planning // KEMA, Commissioned by the Energy Network Association, http://www.energynetworks.org/modx/assets/files/electricity/futures/smart_m eters/KEMA_CUE_Report_Strategic_Issues_and_Action_Planning_March 11.pdf 87. George J. Stigler The Development of Utility Theory. I // Journal of Political Economy, Vol. 58, No. 4 (Aug., 1950), pp. 307- 88. George J. Stigler The Development of Utility Theory. II // Journal of Political Economy, Vol. 58, No. 5 (Oct., 1950), pp. 373- 89. «Grids 2030». A National Vision for Electricity’s Second 100 years.

Office of Electric Transmission and Distribution of USA Department of Energy, 2003.

90. Hackman S. T. Production Economics. Springer: 2008, 516 p.

91. Hamish Fraser. The Importance of an Active Demand Side in the Electricity Industry // The Electricity Journal, November 2001, 52- 92. Hicks J.R., Allen R.G.D. A Reconsideration of the Theory of Value // Economica, 93. I. Bentham. Introduction to the Principles of Morals and Legislation, 94. IEEE Smart Grid. Smart Grid: A Smart Idea For America?

http://smartgrid.ieee.org/highlighted-papers/493-smart-grid-a-smart-idea-foramerica 95. Implementation Proposal for The National Action Plan on Demand Response // Report to Congress Prepared by staff of the Federal Energy Regulatory Commission and the U.S. Department of Energy, 96. J. Hull, P. G. Moore and H. Thomas. Utility and its Measurement // Journal of the Royal Statistical Society. Series A (General), Vol. 136, No. (1973), pp.

97. J. Viner. Bentham and J. S. Mill // American Economic Review XXXIX, I949, p. 360-82.

98. J. Viner. The Utility Theory and Its Critics // Journal of Political Economy XXXIII, I925, p. 369-87.

99. James F.Wilson. Reconsidering Resource Adequacy Part 1: Has the oneday-in-ten-years criterion outlived its usefulness? // Public Utilities Fortnightly, April 100. James F.Wilson. Reconsidering Resource Adequacy Part 2: Capacity planning for the smart grid// Public Utilities Fortnightly, May 101. Jevons W.S. The Theory of Political Economy. 4th ed. London:

Macmillan; 102. Juan M. Lujano-Rojas, Claudio Monteiro, Rodolfo Dufo-Lopez, Jose L.

Bernal-Agustn. Optimum residential load management strategy for real time pricing demand response programs // Energy Policy. 2012 Vol. 45. P. 671– 103. Kelvin J. A New Approach to Consumer Theory // Journal of Political Economy, Vol. 74, No. 2 (Apr., 1966), pp. 132- 104. Ken McCormick. An Essay on the Origin of the Rational Utility Maximization Hypothesis and a SuggestedModification // Eastern Economic Journal, Vol. 23, No. 1 (Winter, 1997), pp. 17- 105. Lester B. Lave, Kathleen Spees. Demand Response and Electricity Market Efficiency // The Electricity Journal, April 2007 Vol. 20, Issue 106. M.H. Albadi, E.F. El-Saadany. A summary of demand response in electricity markets // Electric Power Systems Research. 2008 Vol. 78 P.

1989– 107. Mathematical Investigations in the Theory of Value and Prices (New Haven: Yale University Press, 1937-reprint of 1892 ed.) 108. Menger Grundsatze der Volkswirtschaftslehre Wien, 1871.

109. Methodological Approach for Estimating the Benefits and Costs of Smart Grid Demonstration Projects // the Electric Power Research Institute, California, 110. Michael Grubb, Tooraj Jamasb, Michael G. Pollitt Delivering a Low Carbon Electricity System. Technologies, Economics and Policy – University of Cambridge, UK: Cambridge University Press, 2008 – 536 p.

111. Modelling Load Shifting Using Electric Vehicles in a Smart Grid Environment/ Working paper OECD/IEA, 112. National Action Plan on Demand Response // Federal Energy Regulatory Commission, Washington, 113. National Energy Board. Canada’s Energy Future. Infrastructure changes and challenges to 2020. http://www.neb.gc.ca/clfnsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/nrgyftr/2009/nfrstrctrchngchllng2010/nfrstrctrchngch llng2010-eng.pdf 114. Neenan B. Smart Grid Demonstration Cost/Benefit EPRI Smart Grid Advisory Meeting Albuquerque, New Mexico October 14, 115. Nikhil Gudi, Lingfeng Wang, Vijay Devabhaktuni. A demand side management based simulation platform incorporating heuristic optimization for management of household appliances // Electrical Power and Energy Systems. 2012 Vol. 43. P. 185- 116. Oliver R. K., Webber M. D. 1982. Supply chain management: Logistics catches up with strategy. Outlook, reprinted in: Christopher M. 1992.

Logistics: The Strategic Issues. Chapman Hall: London; 63–75.

117. Osman Sezgen, C. A. Goldman, P. Krishnarao. Option Value of Electricity Demand Response // Environmental Energy Technologies Division Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, 118. P. Faria, Z. Vale. Demand response in electrical energy supply: An optimal real time pricing approach// Energy. 2011 Vol. 36 P. 5374- 119. Pareto V. Considerazioni sui principii fondamentali dell'economia politica pura // G. Econ. 1892.

120. Pareto V. Cours d'conomie politique Lausanne: Rouge, 121. Porter M. E. 1985. Competitive Advantage: Creating and Sustaining Superior Performance. Free Press: N. Y.

122. Potential implementation of demand side approach methods in ERRA countries/ Case Study – Paper Prepared by Regional Centre for Energy Policy Research (REKK), Budapest: Regional Centre for Energy Policy Research, 2008 – 102 p.

123. Quantifying Demand Response Benefits In PJM // The Brattle Group, Cambridge, 124. Ranjit Bharvirkar, Grayson Heffner, Charles Goldman. Retail Demand Response in Southwest Power Pool // Environmental Energy Technologies Division Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, 125. Richard D. Tabors. Презентация Demand Response and Smart Grid // APEX Conference Boston, 13 октября 126. Shahidehpour M Smart Grid: A New Paradigm for Power Delivery// IEEE Bucharest Power Tech, Bucharest, Romania, June 28 – July 2, http://bnef.com/Presentations/download/ 128. Smart Power Grids — Talking about a Revolution // IEEE Emerging Technology Portal, 129. Steven Stoft Power System Economics: Designing Markets for Electricity. – Wiley-IEEE Press, 2002. – 496 p.

130. Subhes C. Bhattacharyya Energy Economics Concepts, Issues, Markets and Governance – University of Dundee, UK: Springer, 2011. – 645 p.

131. The National Action Plan on Demand Response // Prepared by staff of the Federal Energy Regulatory Commission and the U.S. Department of Energy, 132. The power to choose. Demand Response in Liberalised Electricity Markets (Energy Market Reform)/ OECD Publishing, IEA, 133. Tony Flick, Justin Morehouse Securing the Smart Grid: Next Generation Power Grid Security: Syngress, 2011. – 320 p.

Norton&Company, 2010. – 729 p.

135. Vollmann T., Cordon C., Raabe H. 1995. From Supply Chain Management to Demand Chain Management. IMD Perspectives for Managers, November.

136. W. C. Mitchell. Bentham's Felicific Calculus. In The Backward Art of Spending Money (New York: McGraw-Hill Book Co., I937);

137. Walras L. Elements d’conomie politique pure, Paris, 138. William W. Hogan. Demand Response Pricing in Organized Wholesale Markets // Mossavar-Rahmani Center for Business and Government, John F.

Massachusetts, 139. William W. Hogan. Implications for Consumers of the NOPR’s Proposal to Pay the LMP for All Demand Response // Mossavar-Rahmani Center for Business and Government, John F. Kennedy School of Government Harvard University, Cambridge, Massachusetts, 140. Wong J. Toronto’s Smart Grid Research Priorities. July 23, http://www.bcit.ca/files/appliedresearch/pdf/torontohydro_utilities.pdf Таблица 13 – Матрица возможных графиков работы кондиционера Возможные графики нагрузки Таблица 14 – Матрица возможных графиков работы электромобиля Возможные графики нагрузки Таблица 15 – Матрица возможных графиков работы стиральной машины Возможные графики нагрузки Таблица 16 – Матрица возможных графиков работы телевизора Возможные графики нагрузки Таблица 17 – Цена на электроэнергию Таблица 18 – Затраты на энергоснабжение по каждому возможному графику энергопотребления кондиционера Таблица 19 – Затраты на энергоснабжение по каждому возможному графику энергопотребления электромобиля Таблица 20 – Затраты на энергоснабжение по каждому возможному графику энергопотребления стиральной машины Таблица 21 – Затраты на энергоснабжение по каждому возможному графику энергопотребления телевизора Таблица 22 – Оценка вариантов графика работы электроприборов Таблица 23 – Энергопотребление кондиционера при оптимальном выборе потребителя Таблица 24 – Энергопотребление электромобиля при оптимальном выборе потребителя Таблица 25 – Энергопотребление стиральной машины при оптимальном выборе потребителя Таблица 26 – Энергопотребление телевизора при оптимальном выборе потребителя Рисунок 18 – Энергопотребление различных приборов при оптимальном выборе потребителя Суммарное энергопотребление при оптимальных вариантах загрузки оборудования, кВт Цена на электроэнергию p(t), руб./кВт.ч Суммарные затраты на энергоснабжение при оптимальных вариантах загрузки оборудования, руб Рисунок 19 – Суммарные показатели по домохозяйству при оптимальном выборе потребителя