§3. Анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний

мощности,

млн.

франков/МВт

1 МВт

мощности

(дискоіпирова

иная)

стоимость

затрат

Суммарные дисконтированные затраты в строительство и эксплуатацию новых станций по мере увеличения инвестиционного бюджета снижаются с 270 до 104 млрд, франков.

Несмотря на свою простоту, эта модель открыла новые перспективы и тенденции в планировании строительства генерирующих мощностей как в EdF, так и во всем мире. В 1957 г. [74] подразделение EdF Etudes Economiques Generates построило модель, включающую уже около 70 ограничений и 90 переменных. Расчеты по модели проводились как на компьютерах EdF (подразделение Direction des Etudes et Recherches), так и в американской Rand Corporation под руководством Данцига (модель Данцига). В 1958 г. модель была

• расширена до 180 ограничений и более 200 переменных, и ее размеры приближались к максимальным, которые могли рассчитать компьютеры того времени. В 1965 г. была разработана модель «Investment ‘85» [74]. Такая модель была более реалистичной, т.к. позволяла отражать варьирование объемов производства электроэнергии электростанциями. Для этих целей использовались два типа независимых переменных: 1) «стратегические» (определяли, сколько мощности оборудования конкретного типа должно быть построено); 2) «тактические» (определяли количество электроэнергии, которое будет

• выработано). Функционал модели - суммарные дисконтированные затраты - определялись как функция этих двух типов переменных.

Современные западные модели (NEMS, WASP, MARKAL)

В настоящее время в мировой практике существует множество

оптимизационных моделей, используемых для планирования в энергетике.

1. NEMS (National Energy Modelling System) [98] - система моделей,

® разработанная Администрацией Энергетической Информации (ЕЇА)

Департамента Энергетики США (используется при разработке прогнозов для Annual Energy Outlook). Electricity Market Module (EMM), входящий в модель NEMS, используется для оптимизации технических и прогноза финансовых показателей компаний электроэнергетики США и включает в себя следующие четыре подмодуля:

• Load and Demand-Side Management (LDSM, Нагрузка мощностей и программы управления спросом). Осуществляет подготовку и анализ типичных

графиков нагрузки (обработка статистической информации), подготовку альтернативных вариантов программ управления спросом.

• Electricity Capacity Planning (ЕСР, Планирование генерирующих мощностей). Осуществляет планирование развития генерирующих мощностей страны до 2020 г. Использует технику линейного программирования; переменные модели - мощности вновь строящихся станций и мощности действующих станций, используемые в покрытии графика нагрузки, а также

• объем недоиспользованных экологических квот, которые можно перенести на последующий период. Целевая функция - минимизация суммарных дисконтированных затрат на строительство новых и работу действующих электростанций.

• Electricity Fuel Dispatch (EFD, Топливный блок). Использует линейное программирование, определяет нагрузку генерирующих мощностей, использует результаты оптимизации, проведенной в блоке ЕСР.

• Electricity Finance and Pricing (EFP, Финансы и Цены). Осуществляет

• прогноз финансовых показателей электроэнергетических компаний на основе результатов, полученных в ЕСР и EFD (прогноз финансовой отчетности, необходимой выручки, необходимых тарифов - для условий государственного регулирования тарифов).

2. WASP. Пакет автоматического планирования систем (Wien Automatic System Planning Package (WASP)) разрабатывался для

• международного агентства по атомной энергии (IAEA) для проведения маркетинговых исследований по развитию атомной энергетики в развивающихся странах в 70-х гг. Позднее были созданы более поздние версии программного продукта. Последняя из них, WASP-IV создавалась на протяжении 1992-1996. WASP-IV использует вероятностную оценку производственных издержек энергосистемы и ее надежности, технику линейного программирования для определения политики диспетчеризации, удовлетворяющей экологическим ограничениям и ограничениям на доступность топлива, заданным экзогенно, а также динамическое программирование для

определения оптимальной политики развития энергосистемы. WASP-IV позволяет определять оптимальную политику развития энергосистемы на период до 30 лет. Целевая функция - минимум суммарных дисконтированных затрат.

3. MARKAL [76]. Система включает в себя моделирование не только электроэнергетики, но и всего ТЭК, начиная от производства топливных ресурсов и заканчивая потреблением электроэнергии конечными потребителями. Использует линейное программирование, критерий - минимум дисконтированных затрат или максимум функции благосостояния (суммы излишков производителей и потребителей). Особый акцент делается на соблюдение экологических ограничений.

Использование линейных математических моделей электроэнергетических

систем в СССР (60-80-е гг)

В СССР существовал мощный модельный аппарат для перспективного планирования электроэнергетических систем [27, 36, 37, 38, 39, 43, 58, 65]. Первые линейные математические были предложены в 1962-1964 гг. Подобные модели разрабатывались во многих научно-исследовательских институтах (ВНИИЭ, ЭНИН им. Кржижановского, СЭИ, Энергосетыгроект и др [58].). В 70­80-х гг. Л.А. Мелентьевым было предложено выделить все энергетические исследования, связанные с прогнозированием, планированием развития, проектированием и управлением функционированием различных энергетических систем и объектов, в качестве самостоятельной научной дисциплины «Системные исследования в энергетике». Планирование вводов электроэнергетических мощностей рассматривалась как часть задачи оптимизации больших систем энергетики, включавших в себя также системы планирования всего топливно-энергетического комплекса страны.

В общем случае задача проектирования ЭЭС ставилась следующим образом: определить состав, мощность, последовательность развития и способы функционирования формирующих ее объектов, обеспечивающих функционирование системы с минимальными затратами при условии

выполнения баланса мощности и энергии каждого узла для всех рассматриваемых интервалов времени и ограничениях на топливо и другие ресурсы, пропускные способности ЛЭП и т.д.

Формулировка балансов мощности. В общем случае баланс мощности i- го энергоузла ЭЭС формулируется для периода совмещенного максимума нагрузки системы в соответствии с условием (1), т.е. по каждому энергоузлу ЭЭС (і) собственная потребность (Р,, Wi) и выдача в соседние энергоузлы (Nb-, Э іі’) должны удовлетворяться за счет производства электроэнергии на собственных электростанциях] (Ny, Э у) и получения из соседних энергоузлов (с учетом потерь МОЩНОСТИ И энергии В ЛЭП (РтРу, Л^ЭЦ'У)

(о

j і' і'

£э,+£э„л.=1к,+уэ, (2)

j і' Г

При этом нагрузка собственных нужд электростанций учитывались введением понижающих коэффициентов (l-Pj^C1L) к установленной мощности электростанций (Nj^ycT), являющейся искомой в модели. Потребность ЭЭС в ремонтном резерве и среднегодовой аварийный простой оборудования учитывались системой понижающих коэффициентов к установленной мощности электростанций, позволяющих определить их рабочую мощность в графике нагрузки ЭЭС (Nj^pa6), т.е.

_{= =} (3)

где Pj^CH — относительная потребность в мощности электростанции на собственные нужды; pj^PP — то же на ремонтный резерв; Pj^ap - среднегодовая аварийность оборудования электростанций.

Потребность ЭЭС в аварийном резерве, зависящем от совпадения аварий на ряде электростанций, вычислялся и распределялся между энергоузлами: эти величины добавлялись к нагрузке соответствующих энергоузлов (Р{ + P;^:Lp ).

Формулировка балансов энергии. Мощность каждой электростанции и отпуск энергии тесно взаимосвязаны и не могут одновременно считаться неизвестными в модели. Поэтому уже в первых модификациях линейной модели был предложен следующий прием: искомой в модели считалась только мощность кавдой электростанции, а отпуск энергии определяется как произведение заданного числа часов использования (hj) на искомую величину мощности (Nj).

Рис 2.4. Разбивка годового графика нагрузки по продолжительности

Годовой график нагрузки ЭЭС эквивалентировался в виде определенного

количества взаимосвязанных зон, каждая из которых характеризуется заданной нагрузкой Р_к и годовой Wk выработкой энергии и соответствующим К^гад (рис. 2.4.).

В качестве независимых переменных в модели принималась мощность оптимизируемых энергоустановок в каждой зоне графика нагрузки ЭЭС. При этом по каждой зоне должно было выполняться условие баланса мощности и энергии. При этом применяется дифференцированный подход к участию электростанции в каждой зоне графика - в некоторые из них генерирующие мощности определенного типа «не допускаются» вообще по соображениям технического характера.

Для каждой выделенной зоны записывались ограничения, аналогичные ограничениям (1) и (2).

В результате решения модели оптимальное значение мощности каждой электростанции определяется суммированием мощностей электростанции, работающих в каждом из сегментов графика нагрузки.

Учет межузловых связей. Для учета в линейной модели линий электропередачи сложная реальная сеть ЭЭС заменялась ее упрощенным эквивалентом. Общепринято сетевое представление территориальных связей ЭЭС, когда все потребители и генерирующие установки определенного территориального района сконцентрированы в условном узле. Межузловые

связи моделируются с помощью графа, вершины которого представляют условные центры (энергоузлы), а дуги - всевозможные варианты межузловых связей. При описании этого графа в модели каждой его дуге соответствует отдельная переменная, характеризующая возможный переток энергии в одном направлении; каждая вершина графа описывается балансами мощности и энергии для энергоузла ((1) и (2)).

Ограничения на ресурсы. Учитывались также и возможности получения системой материалов, ресурсов и т.д., необходимых для развития. Наиболее существенным было ограничение по объему топлива: суммарное количество топлива типа п, потребляемое электростанциями j в год t, не должно превышать возможных объемов поставки топлива (заданной величины В_п).

При этом годовой расход топлива п на электростанции j определялся как сумма произведений искомой в модели мощности N_nJlt, ее числа часов использования h_njti и удельного расхода топлива для станции типа j, по всем сегментам I графика нагрузки:

Z X ^hrj:^b^ В год t для топлива типа п (4)

і і

Таким способом, при вводе константы b_jti дифференцированной для

различных сегментов I графика нагрузки, аппроксимировалась нелинейная зависимость удельного расхода топлива от числа часов использования мощности электростанции. Чем больше принято переменных Nj, тем точнее нелинейная зависимость й, = /(#,).

Кроме того, вводились ограничения на допустимые режимы работы электроэнергетического оборудования и систем, например, ограничения на обязательную выработку ГЭС на обязательном пропуске воды в нижний бьеф. Задавались ограничения также при вводе агрегатов на ГЭС, т.к. основная часть затрат на ГЭС связана с вводом в эксплуатацию первых агрегатов, которые фактически в базисном режиме производят на данном водостоке основную часть электроэнергии; ввод последующих агрегатов требует относительно небольших затрат, но их использование возможно лишь в пиковом режиме. Задавались и

другие специфические ограничения, отражающие технические ограничения и специфику работы электростанций различных типов.

Учет динамики развития ЭЭС. Изложенные способы формирования линейной модели ЭЭС соответствуют статическому состоянию системы.

Для описания динамики развития ЭЭС использовали следующий прием:

Г, Разделяли рассматриваемый расчетный период на определенное число (Т) этапов (длительностью 1 год или 2-3 года в зависимости от поставленной задачи). Для каждого из этапов задавали относящиеся к нему исходные показатели (потребность в электроэнергии, ограничения на различные ресурсы, экономические показатели объектов и т.д.).

2. Формулировали статические блоки модели, описывающие основные технологические и территориальные связи ЭЭС по этапам расчетного периода.

3. Для каждого объекта (j) формулировали условие связи между периодами.

+ А7^Н0В ('ey

где7Уд_(Ч),^₍- мощность действующей части объекта j на этапе t-1 nt, новая мощность, вводимая в год t-І на объекте j, - демонтируемая

(ликвидируемая) на этапе t-І мощность объекта].

4. Совместно решали систему полученных подмоделей.

Кроме линейного программирования, в силу невысокой вычислительной способности машин того времени и необходимости уменьшения размерности задач (так, например, программа симплекс-метода для БЭСМ-2 (60-е гг) позволяла учитывать только порядка 300 ограничений) подобные задачи решались с помощью модификации динамического программирования: приведенную выше модель разбивали структурно на Т математических подмоделей, связанных между собой и решали последовательно каждую из полученных подмоделей.

Критерии. В СССР за критерий оптимальности принимался минимум суммарных приведенных затрат по электроэнергетической системе за расчетный период Т: 3 = Я, (1 + Е)^т~‘ + ЕК, (1 + Е)^т~‘ => min (6)

где H_t- ежегодные затраты в году t на эксплуатацию всех энергетических объектов в энергосистеме;

К,- суммарные капиталовложения в развитие энергосистемы в году t;

Е - коэффициент приведения (нормативный коэффициент эффективности).

Капиталовложения в году t определялись как: = Х2ХЛ

j »

где к,* -удельные капиталовложения в электростанцию типа j, использующую топливо n, N„_Jt- искомая мощность электростанции] на топливе п.

Ежегодные издержки в год t: =

j ”

где c_nji - цена топлива типа п для электростанции] в год t B_nj - годовой расход топлива вида п на электростанции j

S_njt - прочие ежегодные издержки электростанции j в году t (принимаются

пропорциональными мощности электростанции)

Применимость в современных условиях. Разработанный в советское время модельный потенциал идеально подходил для централизованного принятия инвестиционных решений в рамках единого народнохозяйственного комплекса, каким являлся ТЭК в те времена. На современном этапе развития экономики России кардинально изменились организационная структура и условия развития всей сферы энергообеспечения страны [58]: фактически распались единые отраслевые системы энергетики, а также целостные государственные система управления и инвестиционная система. В связи с этим изменились методы управления, смысл оптимальных решений и постановки задач их обоснования.

Поэтому важной проблемой помимо осуществления национальных прогнозов, осуществляемых в советское время, становится постановка задачи оптимизации и реализации накопленного модельного потенциала для решения вопроса в разрезе принятия решений об инвестициях конкретной энергокомпании при прогнозируемых сценарных условиях развития:

сложившихся цен на топливо и энергию, уровней электропотребления и объемов спроса на электроэнергию конкретной энергокомпании и т.д.

При этом в условиях ограниченности финансовых ресурсов электроэнергетических компаний помимо технических ограничений, на первый план должны выходить ограничения финансовые - объем инвестиционного бюджета компании, возможности привлечения заемных ресурсов. Построение подобных моделей будет служить предпосылкой ускорения обновления производственно- технической базы энергокомпаний и в целом способствовать принятию более эффективных с финансовой точки зрения управленческих решений.

Еще по теме §3. Анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний:

1. § 2. Учет рыночных факторов и сценарных условий развития электроэнергетики при планировании инвестиционной деятельности генерирующей компании
2. § 1. Алгоритм и общие принципы планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка
3. §4. Предлагаемая экономико-математическая модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов
4. §2. Оценка эффективности и рисков инвестиционных проектов реконструкции и строительства новых генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго».
5. 1.3 Анализ существующих подходов к планированию производственной и коммерческой деятельности операторов связи
6. Анализ существующих моделей управления региональными логистическими системами пассажирских перевозок
7. Отраслевая структура прямых иностранных инвестиций компаний из Европейского Союза в Россию
8. Структура, отраслевая принадлежность и мотивы осуществления прямых иностранных инвестиций российскими компаниями в страны Европейского Союза
9. 5.4. Анализ использования производственных мощностей
10. 11.5. Анализ использования производственной мощности