Методика прогнозирования объемов потребления электрической энергии и свободных (нерегулируемых) цен на электрическую энергию на оптовом рынке (стр. 5 )

Отображено три сценария:

Вероятный – в качестве Krez взяли среднее значение за наблюдаемый период Минимальный – в качестве Krez взяли максимальное значение за наблюдаемый период Максимальный– в качестве Krez взяли минимальное значение за наблюдаемый период

Для разнесения средневзвешенной цены РСВ, полученной по результатам моделирования, по субъектам РФ используются соответствующие коэффициенты, которые выражают соотношение между ценой в заданном субъекте РФ и ценой в соответствующей ценовой зоне. Данный набор коэффициентов, может определяться как исходя из статистики, так и по результатам имитационного моделирования соответствующих типовых периодов. Имитационное моделирование, применяется, как правило, при вводе/выводе крупных линий существенно изменяющих характеристики межсистемных связей, или при наличии других прогнозных факторов, влияние которых делает невозможным применение статистических данных о распределении цен РСВ.

VII. МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЦЕН РСВ, ОСНОВАННЫЙ НА ИМИТАЦИОННОМ МОДЕЛИРОВАНИИ

Данный метод предназначен для расчета значения цен РСВ по каждой ценовой зоне (Европа и Сибирь) по зонам свободного перетока (далее - ЗСП) с последующей агрегацией до уровня субъектов РФ (на основании коэффициентов отнесения потребления в субъекте РФ к потреблению в ЗСП). Для расчета средневзвешенной цены за квартал рассчитываются несколько типовых дней.

Этот метод является более трудоемким по сравнению с предыдущим, но при этом он может использоваться при существенном изменении топологии сети, крупных вводах генерирующего оборудовании и при изменении правил ценообразования на рынке.

1. Исходные данные

Почасовая статистика потребления (импорта-экспорта) по ЗСП ( ); Почасовая статистика потерь по ЗСП (); Почасовая статистика ПДГ ГЭС (); Почасовая статистическая информация о составе включенного генерирующего оборудования (); Статистика ценовых заявок генераторов (); Коэффициенты соотношения объемов электроэнергии вырабатываемой на каждом виде топлива (экспертный анализ структуры генерации); Коэффициенты, отражающие прогнозируемое изменение цен на каждый вид топлива (ФСТ РФ); Коэффициент, учитывающий изменение объемов гарантированного экспорта/импорта  (баланс ФСТ 2008/2009 года); Величина ожидаемых ограничений на переток электроэнергии между ЗСП

2. Предположения и допущения

Расчет цены РСВ проводится по типовым дням. В качестве типового дня принимается рабочий и/или выходной день из прошлого в котором объем электропотребления максимально приближен к объему потребления, прогнозируемому в соответствующий период в будущем. Перетоки реактивной мощности не учитываются; Постоянные затраты генераторов полностью оплачиваются в рынке мощности и на величину цены в заявке генератора на РСВ также не влияют; Соотношение объемов выработки на различных видах топлива принимается одинаковым для станций с одинаковым сочетанием видов основного и резервного топлива; Выбор состава включенного генерирующего оборудования принимается аналогичным выбору, сделанному СО для аналогичного дня в прошлом. В будущем предполагается выполнять имитационное моделирование процедуры ВСВГО. Стратегия генераторов неизменна на протяжении всего рассматриваемого периода (т. е. изменение цены в заявке линейно зависит от изменения цен на соответствующий вид топлива).

3. Моделирование спроса и предложения

Спрос для ЗСП строится на основе следующего набора параметров получаемых на основе типового дня:

Прогноз потребления по ЗСП; Объемы экспорта-импорта; Объемы перетока между ценовой и неценовой зонами; Величина нагрузочных потерь (величина которых принимается как доля от спроса по каждой ЗСП);

При прогнозировании спроса в ЗСП используются следующие коэффициенты:

Коэффициент изменения потребления для соответствующей ЗСП; Коэффициент изменения объемов  экспорта-импорта; Коэффициент изменения перетока между ценовой и неценовой зонами; Коэффициент роста потребления для ОЭС.

Значения каждого параметра определяется путем умножения на соответствующий коэффициент значения параметра, полученного на основе типового дня.

Исходными данными для прогноза коэффициента изменения потребления является прогноз потребления по субъектам РФ за квартал, определяемый согласно разделам I – V данной методики, и набор коэффициентов устанавливающих связь между потреблением в ЗСП и потреблением в субъекте РФ (для каждого субъекта задается, какая доля его потребления относится к тому или иному ЗСП). Для разнесения квартального потребления по часам, используются набор коэффициентов устанавливающих соответствие между потреблением в квартале и потреблением в соответствующие типовые часы (получаемый на основе статистики с учетом изменения профиля энергопотребления в данном регионе).

Объем спроса для каждой ЗСП вычисляется как прогнозируемый объем потребления, увеличенный на прогнозную величину внутренних потерь, которая для каждой ЗСП определяется как среднестатистическая величина нагрузочных потерь по линиям и утечка мощности в шунтах на землю по тем линиям и шунтам которые находятся в данной ЗСП.

Предложение в ЗСП строится на основе следующих показателей:

Прогнозируемых заявок генераторов; Выбор состава включенного генерирующего оборудования поблочно с последующим приведением до уровня ГТП; ПДГ ГЭС.

Заявки генераторов строятся на основании статистики заявок по ГТП за выбранный период прогнозирования по предыдущему году (предполагается, что это некоторое множество дней, соответствующих тому же типовому дню, как и прогнозируемый день). При этом стратегия  генератора не меняется во времени (под стратегией в данном случае подразумевается зависимость между ценой на топливо и ценой в заявке РСВ). В полученных таким образом заявках производится разбиение заявки в соответствии с тем видом топлива, на котором производится тот или иной объем электроэнергии. При этом каждый тип станций производит определенный процент объема электроэнергии на каждом типе топлива. В соответствии с полученным разбиением каждая часть заявки умножается на коэффициент роста цены на соответствующий вид топлива, задаваемый как входной параметр. Полученная таким образом заявка «растягивается» или «сжимается» в соответствии с изменившимися значениями располагаемой мощности для ГТП генерации (такое изменение может произойти в результате демонтажа или введения нового оборудования).

Выбор состава генерирующего оборудования осуществляется на основе выбора оборудования сделанного системным оператором в заданный типовой день. Для учета изменившегося спроса включаются/выключаются ранее выключенные/включенные в типовой день блоки генераторов. Для включения выбираются выключенные в типовой день блоки с минимальным тарифом, а для выключения включенные блоки с максимальным тарифом, допущенные на РСВ. При этом количество включаемых/выключаемых блоков выбирается так, чтобы соотношение между спросом и суммой Pmax всех включенных блоков + ПДГ ГЭС оставалось таким же, как и в выбранный типовой день. Pmin и Pmax для каждой ГТП вычисляется как сумма Pmin и Pmax всех включенных блоков этой ГТП.

Суммарное за сутки прогнозируемое значение ПДГ ГЭС вычисляется путем умножения ПДГ ГЭС типового дня на коэффициент, характеризующий изменение водности. Прогнозные почасовые значение ПДГ ГЭС вычисляется на основе решения задачи оптимизации, где оптимизируемыми параметрами являются почасовые ПДГ ГЭС по всей ценовой зоне, а целевой функцией среднеквадратичное отклонение почасового ПДГ ГЭС  от спроса. При этом граничными условиями для решения этой задачи является минимальное ограничение на выработку ГЭС и значение суммарного за сутки ПДГ ГЭС

Модельные заявки модифицируются в соответствии с выбором состава генерирующего оборудования (для объема Pmin в заявках ставится ценопринимание, заявка корректируется по Pmax) и выстраиваются по возрастанию цены ступени заявки. Объемы в заявках ГЭС учитываются как ценопринимающие.

В качестве ограничений на переток между ЗСП полагаются либо ограничения на переток мощности, утвержденные регламентом №19.1, либо среднестатистическое значение величины ограничения, полученное путем анализа предыдущих состояний контролируемых сечений, разделяющих данные ЗСП.

4. Схема работы расчетного модуля

Расчетным модулем выполняется решение оптимизационной задачи по максимизации функции благосостояния рынка с учетом ограничений на баланс для каждой ЗСП и ограничений на переток между ЗСП. На рис.1 приведена структурная схема работы расчетного модуля определения цен РСВ по ЗСП.

Коэффициент потерь внутри ЗСП рассчитывается как среднестатистическое отношение суммарных потерь внутри ЗСП к суммарному объему потребления внутри ЗСП. При этом внутренними потерями ЗСП считаются нагрузочные потери по тем линиям, оба конца которых лежат в данной ЗСП, а также потери мощности в шунтах на землю в тех узлах, которые лежат в данной ЗСП. Коэффициент потерь между некоторыми двумя ЗСП рассчитывается как среднестатистическое отношение величины нагрузочных потерь в линиях, соединяющих эти ЗСП, к величине перетока по этим линиям, независимо от направления этого перетока.

       Модельный расчет выполняется для некоторого набора типовых режимов, перечень которых определяется отдельно для каждой конкретной задачи. Например, для формирования прогноза «на месяц вперед» считается достаточным моделирование 5 типовых режимов (которые совпадают с перечнем типовых периодов РД): минимума, полупика и пика типового рабочего дня, а также минимума и полупика типового выходного дня.

Для оценки влияния приведенных предположений и допущений были проведены сравнительные расчеты определения цен РСВ (описанным выше методом рассчитывались цены, и сравнивались с ценами, полученными в результате расчетов «боевой» торговой сессии). По результатам проведенных исследований ошибка определения средней цены на РСВ по ЗСП составила от -5% до +25%. Максимальная ошибка прогнозирования возникает в том случае, когда срабатывают системные ограничения внутри ЗСП (Северный Кавказ).