98830 АНАЛИЗ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ГЕНЕРАЦИЕЙ И ВЗАИМООБМЕНАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИЕЙ МЕЖДУ НАЦИОНАЛЬНЫМИ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОГО РЕГИОНА ЗАДАНИЕ 1 – ОБЗОР ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЦАЭС ЗАДАНИЕ 2 – ОЦЕНКА ПОТЕРЬ И ВОЗМОЖНОСТЕЙ В УСЛОВИЯХ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЗАДАНИЕ 3 – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ Мировой Банк Исполнитель: MERCADOS – ENERGY MARKETS INTERNATIONAL (ИСПАНИЯ) Октябрь 2010 г. MERCADOS EMI АНАЛИЗ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ГЕНЕРАЦИЕЙ И ВЗАИМООБМЕНАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИЕЙ МЕЖДУ НАЦИОНАЛЬНЫМИ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОГО РЕГИОНА 1 ВВЕДЕНИЕ .....................................................................................................................................................4 2 КРАТКИЙ ОБЗОР .......................................................................................................................................5 3 ИСТОРИЯ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ....................11 3.1 СТРУКТУРА ЦАЭС ...............................................................................................................................11 3.2 ПРАВОВАЯ БАЗА, РАЗРАБОТАННАЯ ДЛЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ В РЕГИОНЕ. ...11 3.2.1 Договор о параллельной работе ...........................................................................................12 3.2.2 Базовые документы и методики параллельной работы ЦАЭС. ...............................12 3.2.3 Законодательство по водным вопросам. ...........................................................................13 3.3 ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КООРДИНАЦИЯ В ЦАЭС ....................................................................14 3.3.1 Региональный системный оператор .....................................................................................14 3.3.2 Национальные системные операторы. ...............................................................................15 3.4 ИСТОРИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО ОБМЕНАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ В ЦАЭС........................15 4 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ. ............................................................................................................................................................18 4.1 ДИАГНОСТИКА ЦАЭС. ......................................................................................................................18 4.1.1 Введение. .........................................................................................................................................18 4.1.2 Вопросы надежности энергоснабжения в ЦАЭС. ...........................................................19 4.1.2.1 Первичные ресурсы ...........................................................................................................19 4.1.2.2 Соответствие генерации и передающей сети. ......................................................20 4.1.2.3 Эксплуатационная надежность. ....................................................................................22 4.2 ДОПОЛНЕНИЯ К ПРАВОВОЙ БАЗЕ, РАЗРАБОТАННОЙ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ В РЕГИОНЕ ....................................................................................................25 4.3 СУЩЕСТВУЮЩАЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КООРДИНАЦИЯ В ЦАЭС.................................25 4.4 СУЩЕСТВУЮЩИЙ ОБМЕН ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ В ЦАЭС. .....................................................26 4.4.1 Новые торговые возможности. ...............................................................................................27 5 СИЛЬНЫЕ И СЛАБЫЕ СТОРОНЫ, ВОЗМОЖНОСТИ И УГРОЗЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. ..............................................................................29 5.1 СИЛЬНЫЕ СТОРОНЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ...................................................................29 5.2 СЛАБЫЕ СТОРОНЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ......................................................................30 5.3 ВОЗМОЖНОСТИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ............................................................................30 5.4 УГРОЗЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЕ ..............................................................................................31 6 КАЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЦАЭС ....32 7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЦАЭС. .. ...........................................................................................................................................................................36 7.1 МЕТОДИКА ...........................................................................................................................................36 7.2 ОСНОВНЫЕ ПРЕДПОЛОЖЕНИЯ И СБОР ДАННЫХ ................................................................37 7.2.1 Моделирование ЦАЭС .................................................................................................................37 7.2.2 Гидрология. .....................................................................................................................................39 7.2.3 Профиль нагрузки........................................................................................................................39 7.2.4 Прогноз нагрузки .........................................................................................................................40 Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 1 MERCADOS EMI 7.2.5 Существующие и запланированные генерирующие объекты .................................41 7.2.6 Возможные проекты ....................................................................................................................41 7.2.7 Топливные затраты и доступность топлива .....................................................................42 7.2.8 Информация о передающей сети. ........................................................................................42 7.3 РЕЗУЛЬТАТЫ. ......................................................................................................................................43 7.3.1 Объединенная система ЦАЭС-5. ............................................................................................43 7.3.2 Объединенная система ЦАЭС-4. ............................................................................................44 7.3.3 Необъединенные системы ЦАЭС-5 и ЦАЭС-4. .................................................................46 7.3.4 Сравнение. Преимущества параллельной работы. ......................................................46 8 СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОБЛЕМЫ НА РЕГИОНАЛЬНОМ УРОВНЕ ....................................50 9 РЕШЕНИЯ ....................................................................................................................................................52 ПРИЛОЖЕНИЕ I. ..............................................................................................................................................55 ДИАГНОСТИКА ЦАЭС ПО СТРАНАМ. .......................................................................................................55 ПРИЛОЖЕНИЕ II. ............................................................................................................................................68 ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ORDENA ...................................................................................................................68 Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 2 MERCADOS EMI ГЛОССАРИЙ АРЧМ – Автоматическое регулирование частоты и мощности ВИЭ – возобновляемые источники энергии ГЭС – гидроэлектростанция дол. США – доллар Соединенных Штатов Америки ЕЭС – Единая энергетическая система КДЦ – Координационный диспетчерский центр КСЦА ОЭС – Координационный совет Центрально-Азиатской объединенной энергетической системы Млн. – миллион Млрд. – миллиард ОДЦ – Объединенный диспетчерский центр ОЭС – Объединенная энергетическая система ТЭС – тепловая электростанция ЦА – Центральная Азия ЦАР – Центрально-Азиатский регион ЦАЭС – Центрально-Азиатская Энергетическая Система Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 3 MERCADOS EMI 1 ВВЕДЕНИЕ Основной целью краткосрочного анализа является составление предварительной оценки перспектив и возможных сложностей, связанных с усилением координации в эксплуатации энергосистемы в Центральной Азии. Основные задачи включают в себя: • Описание текущего состояния Центрально-Азиатской Энергетической Системы (ЦАЭС) (включая описание участников, перетоков, протоколов, тарифов и финансовых расчетов, региональной торговли). Особое внимание следует уделить важнейшим событиям последнего года (2009). • Выявление преимуществ параллельной работы ЦАЭС, а также возможных негативных последствий в случае независимой работы энергосистем региона. • Подготовка предварительного SWOT-анализа (сильные и слабые стороны, возможностей и угроз) параллельной работы ЦАЭС. • Определение возможных решений и рекомендаций, не требующих значительных инвестиций. Особое внимание следует уделить краткосрочным возможностям для управления ограничениями передающей сети и оптимизации параллельной работы сети. Данный отчет подготовлен на основании информации, полученной от стран-участниц ЦАЭС, а также обсуждений с заинтересованными сторонами стран-участниц. Целью отчета является определение ключевых вопросов и перспектив для дальнейшего исследования и, по мере возможности, предложение немедленных вариантов решения актуальных вопросов. В рамках данного исследования Консультант также сотрудничал с USAID для координации в связи с завершенным проектом REMAP (Программа по содействию региональным рынкам электроэнергии) I и предстоящим проектом REMAP II. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 4 MERCADOS EMI 2 КРАТКИЙ ОБЗОР Энергосистемы Узбекистана, Южного Казахстана, Кыргызской Республики, Таджикистана и Туркменистана формируют Центрально-Азиатскую Энергетическую Систему (ЦАЭС). Система была спроектирована в 1970-е годы на основании критериев планирования единой системы с наименьшими затратами. Данные критерии учитывали обеспечение требуемого уровня надежности энергооснабжения потребителей за счет совместной эксплуатации региональной сети. Существующие на данный момент национальные границы не учитывались в процессе планирования. Соответственно, для топологии ЦАЭС характерен высокий уровень зависимости от расположения природных ресурсов в Центральной Азии, так как именно в местах расположения энергоресурсов были спроектированы и возведены наиболее крупные источники генерации. Водопользование является основным вопросом, возникающим при параллельной работе системы. Некоторые крупные гидроэлектростанции были спроектированы не только для выработки электроэнергии, но и для регулирования водных ресурсов, позволяя увеличивать поступление воды в отдельные зоны в ирригационных целях. В прошлом расположение электростанций и ирригационных зон не имело значения по причине централизованного регулирования; на региональном уровне осуществлялась оптимизация водного режима для нужд орошения и производства электроэнергии. Тепловая генерация также являлась важной составляющей при производстве электроэнергии, особенно в зимний период, при нехватке воды. Однако распад СССР повлек за собой снижение уровня региональной координации как в части водных сооружений, регулирующих дамб, ирригационных зон, так и в отношении тепловой генерации. Работа в ЦАЭС частично осуществляется согласно тем же принципам, что и в прежние времена. Однако отдельные решения (например, по развитию сети электропередач), которые принимаются на национальном уровне, без последующего согласования с остальными странами региона, значительно изменяют и ослабляют качественные технические характеристики инфраструктуры. Это приводит к значительным изменениям в работе электростанций и в сетевом менеджменте. Настоящий отчет демонстрирует, что в последнее время снизился уровень координации при совместной эксплуатации ЦАЭС как объединенной энергосистемы, а также обмен электроэнергией. На данный момент энергосистемы только трех стран работают в режиме параллельной работы: Кыргызская Республика, Казахстан и Узбекистан. Обмен электроэнергией с энергосистемой Туркменистана и Таджикистана отсутствует. Как будет показано далее в отчете, отключение двух указанных энергосистем было вызвано, главным образом, рядом несогласованных действий, которые повлекли за собой системные отключения и аварийные ситуации. Чтобы оградить себя от такого рода ситуаций, страны стремятся повысить энергобезопасность каждой национальной энергосистемы в отдельности. Передающая сеть и Генерация. После прекращения существования СССР, страны ЦАЭС продолжают сотрудничать по двум направлениям: согласованное использование передающей сети, а также водопользование и поставка топлива. Касательно первого вопроса, энергосистемы стран Центральной Азии работают параллельно на основании «Соглашения о параллельной работе», подписанного странами-участницами в 1998 г. Данное соглашение разработано в качестве правовой основы (договоры, методики, правила и 1 рекомендации) параллельной работы . На основании данного соглашения страны определили 1 Параллельная работа нескольких энергосистем – это такая работа, при которой: • Поддерживается одинаковая частота во всех энергосистемах региона; • Производится координация и предварительный расчет режимов; • Энергосистемы взаимосвязаны посредством действующих линий электропередачи. При совместной эксплуатации энергосистем, существует возможность определения режимов эксплуатации, обеспечивающих оптимизацию системных затрат (где суммарные системные затраты включают затраты на эксплуатацию сети и новые инвестиции в сеть и генерацию). Вышеупомянутая оптимизация может регулироваться на внутреннем уровне или достигаться за счет рыночных инструментов (когда диспетчеризация определяется на основании ценовых заявок каждой отдельной электростанции). Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 5 MERCADOS EMI методику регулирования частоты и перетоков электроэнергии, необходимый резерв для каждого участка региональной энергосистемы и другие важные вопросы. Открытый доступ и свободная тогровля между энергосистемами региона являются также важными составляющими параллельной работы. По второму вопросу, межправительственные соглашения между странами региона учитывают вопросы поставки топлива, а также двойное водопользование (в ирригационных целях и в целях производства электрической энергии). Соглашения между Казахстаном, Кыргызской Республикой, Таджикистаном и Узбекистаном детально регламентируют объемы воды, необходимые для целей орошения в летнее время. Компенсация за данные услуги странам, располагающимся выше по течению, предусмотрена в топливном выражении (поставки природного газа, угля, мазута). Генерация электроэнергии, а также ее перетоки в регионе характеризуются своей сезонностью. Весной, во время таяния снегов, Кыргызская Республика и Таджикистан накапливают воду, а затем «срабатывают» летом, когда необходимо орошение. В это время уровень производства электроэнергии может превышать нужды внутреннего потребления в странах, по причине того, что режим определяется ирригационными целями всех стран бассейна. Избыток воды, неиспользованной для орошения, накапливается в водохранилищах до зимы. Зимой эта вода используется для производства электроэнергии в Кыргызской Республике и Таджикистане. В течение этих зимних месяцев Узбекистан и Казахстан в рамках существующих соглашений поставляют в Кыргызскую Республику и Таджикистан топливо и/или электроэнергию. Важным является тот факт, что чем больше воды скапливается в водохранилищах в течение лета для последующего использования ее зимой, тем меньше воды остается для орошения. Это может влиять на перетоки электроэнергии в регионе, а также на условия соглашений между странами. На карте, приведенной ниже, показано расположение источников энергии, а также перетоки электроэнергии, которые имели/имеют место в регионе (описание существующих и несуществующих в настоящее время перетоков приведено в Разделах 3.4 и 4.4). Рис. 1 - Центрально-Азиатская Энергетическая Система. Обеспечение Надежности Энергоснабжения. Координационный диспетчерский центр «Энергия» обеспечивает эксплуатационную координацию, основываясь на информации, полученной от национальных диспетчерских центров. Национальные диспетчерские центры учитывают инструкции КДЦ «Энергия» в процессе ежедневной эксплуатации энергосистемы. Несмотря на ограниченность полномочий КДЦ «Энергия», он занимает центральное место в эксплуатации ЦАЭС. Фактически, роль КДЦ «Энергия» состоит в оценке влияния новых сетевых объектов на работу системы, анализе На данный момент в регионе ЦАЭС осуществляется совместная эксплуатация энергосистем трех стран (Казахстан, Кыргызская Республика и Узбекистан). Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 6 MERCADOS EMI графиков поставок, эксплуатации системы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) в целях контроля частоты и обеспечения баланса мощности (производства, потребления и внешних перетоков), мониторинге выработки крупных гидроэлектростанций и тепловых электростанций, координации в составлении графиков ремонтов, а также координации планирования развития системы передачи. Благодаря этой работе можно осуществлять надежное энергоснабжение потребителей в регионе. Координирующая деятельность особенно важна в ЦАЭС, где национальные диспетчерские центры занимаются эксплуатацией национальной энергосистемы, в то время как между энергосистемами существуют перетоки, которые могут быть оптимизированы с точки зрения повышения уровня надежности энергосистемы. Конфигурация системообразующей сети Центрально-Азиатской Энергетической Системы (ЦАЭС) имеет кольцевую схему, и была спроектирована с целью обеспечения высокого уровня надежности энергоснабжения, оптимально используя неравномерно распределенные в регионе генерирующие мощности. Расположение гидроэлектростанций и тепловых электростанций в регионе непосредственно отражает расределение природных ресурсов в Центральной Азии. Таким образом, независимая (нескоординированная) эксплуатация энергосистем отдельных стран приводит к возникновению следующих сложностей: Снижение уровня надежности энергооснабжения (о чем свидетельствует повышение объема недоотпуска электроэнергии). Перерывы в энергоснабжении, особенно в отдельных регионах, случаются чаще, по причине того, что некоторые страны не могут осуществлять необходимые поставки. Это также является одной из причин, по которой некоторые страны стремятся покинуть единую энергосистему: недоотпуск электроэнергии является серьезной проблемой и имеет негативную социальную окраску, а также вызывает дополнительный износ оборудования. Низкая надежность энергоснабжения повышает сложность и необходимый бюджет для восстановления после аварий (например, вызванными незапланированными отключениями крупных электростанций или линий электропередач, а также стихийными бедствиями). Неоптимальная диспетчеризация приводит к повышению эксплуатационных затрат. Страны, главную роль в которых играет тепловая генерация, тратят больше топлива для обеспечения горячего резерва в системе, необходимого для покрытия ежедневного максимума нагрузки. С другой стороны, страны, обладающие преимущественно гидроэнергетическими ресурсами, вынуждены сбрасывать воду по причине отсутствия возможности её хранения. Таким образом, страны несут убытки и не имеют возможности воспользоваться маневренным источником электроэнергии. Повышение потребностей в регулирующих мощностях, поскольку страны региона не могут использовать резервы мощности совместно по причине неуверенности в обеспечении стабильной работы соседних энергосистем. Одно из преимуществ расположения стран в различных часовых поясах и времени ежедневной пиковой нагрузки в странах региона не используется в полной мере по причине отсутствия налаженной системы трансграничной торговли электроэнергией между странами региона. Хорошо известен тот факт, что при параллельной работе двух систем есть возможность совместного использования резерва для целей регулирования. Соответственно, объем необходимого резерва в этом случае значительно ниже, чем при изолированной работе энергосистем. Поэтому в случае отсутствия возможности обмена электроэнергией между странами появляется необходимость дополнительных (дублирующихся) инвестиций для обеспечения надежности энергооснабжения (в одних странах в большей степени, чем в других). В случае налаженной параллельной работы в регионе, эти инвестиции могут быть распределены между странами. Разногласия в использовании различных методов эксплуатации многоцелевых дамб по причине конфликта интересов различных стран. В условиях отсутствия согласованности в электроэнергетическом секторе сложнее достигнуть договоренности по водным вопросам. Этот вопрос является трудноразешимым по той причине, что межгосударственные соглашения по водным вопросам не обновлялись в течение нескольких последних лет. Национальные энергосистемы. Анализ ЦАЭС демонстрирует очевидную неоднородность структуры генерации, а также потенциал в связи с балансированием спроса и предложения, в зависимости от сезона, на межгосударственном уровне. Существуют четкие стимулы для совместной эксплуатации ЦАЭС: Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 7 MERCADOS EMI мощный потенциал водных ресурсов (почти 100% внутреннего спроса обеспечивается за счет ГЭС) в Таджикистане и Кыргызской Республике и развитая тепловая генерация (более 95% электроэнергии вырабатывается ТЭС) в остальных странах ЦАЭС. Анализ показывает, что в сфере производства электроэнергии Кыргызская Республика, Таджикистан, Узбекистан и Южный Казахстан могут обеспечить потребности потребителей в течение следующих трех лет, при наличии возможности импорта из соседних регионов, таких как Северный Казахстан, Туркменистан и других. Для этого необходима параллельная работа, даже несмотря на то, что это может не согласовываться с текущими действиями стран. Следует отметить, что страны региона занимаются укреплением собственного генерирующего и передающего потенциала, в целях повышения национальной энергетической независимости и расширения возможностей экспорта в страны за пределами ЦАЭС. Все пять стран ЦАЭС стремятся к поиску новых возможностей трансграничной торговли (с Афганистаном, Пакистаном, Турцией, Ираном, Россией). Главным приоритетом для всех стран стал экспорт электроэнергии. Однако эти страны пока не готовы к надежной эксплуатации собственных национальных энергосистем. Примеры ниже свидетельствуют об этом: В Таджикистане отсутствует возможность энергоснабжения отдаленных регионов, а также возможность покрытия пикового спроса в зимний период на счет текущий этап развития энергосистемы. Для энергоснабжения северного региона и двух регионов на западе Кыргызской Республики необходимо участие Узбекистана. Для энергоснабжения Ферганской долины Узбекистана необходимо использование линий электропередач Кыргызской Республики. Узбекистан, Туркменистан и Казахстан не могут осуществлять покрытие пиковой нагрузки без регулярных услуг, которые могут предоставляться Кыргызской Республикой и Таджикистаном. Использование существующих межсистемных линий между отдельными участками Центрально- Азиатского региона является наиболее низкозатратным решением для надежного энергооснабжения потребителей региона. КДЦ «Энергия» также сообщает о затруднениях в связи с соблюдением критерия надежности (N-1), что достижимо только в условиях эксплуатации ЦАЭС как объединенной энергетической системы. По ряду причин2, упомянутых выше и описанных более подробно в последующих главах отчета, снизилась совместная эксплуатация ЦАЭС как объединенной энергосистемы, а также обмен электроэнергией в регионе. Следующие факты позволяют в этом убедиться: Межсистемные линии электропередач 500 кВ, соединяющие энергосистемы Таджикистана и Узбекистана, отключены; Узбекистан поставляет электроэнергию в отдаленные зоны на севере Таджикистана; остальные страны принимают участие в основном в техническом обмене3; Кыргызская Республика и Казахстан осуществляют торговлю электроэнергией и услугами по регулированию. Важно оценить, оказывает ли снижение уровня параллельной работы положительное или отрицательное влияние, при рассмотрении системы в региональном и национальном масштабах. Преимущества и издержки. Оценка достоинств и недостатков параллельной работы может быть сделана, с использованием SWOT-анализа и применением методов моделирования. Эти методы помогут продемонстрировать, насколько совместная или изолированная работа помогут добиться наилучшей оптимизации использования природных богатств. SWOT-анализ (см. Error! Reference source not found.), демонстрирует значительные преимущества параллельной работы ЦАЭС, одним из которых является повышение уровня надежности энергопотребления. Параллельная 2 Среди причин: большой объем внеплановых перетоков, отсутствие механизма компенсаций за транзит, различный уровень надежности, качества первичного и производного регулирования и т. п. 3 Т. е. параллельные потоки для оказания аварийной помоши в чрезвычайных ситуациях, если необходимо обеспечить энергоснабжение отдельного участка энергосистемы страны из другой страны, и т. п. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 8 MERCADOS EMI работа в регионе ЦАЭС может обеспечить ряд преимуществ для всех участников, которые подавляют все возможные недостатки. SWOT-анализ демонстрирует преимущества и недостатки совместной эксплуатации, отражая также внешние условия, которые будут способствовать или препятствовать созданию региональной энергетической системы. Рис. 2 - SWOT-анализ. Представители ЦАЭС согласны с качественными преимуществами совместной эксплуатации в регионе. Результаты математической модели, в которой происходит оптимизация издержек в энергосистеме, и где все страны ЦАЭС представлены как взаимосвязанные узлы с соответствующей генерацией и потреблением, также свидетельствуют о преимуществах регионального сотрудничества. Результаты моделирования демонстрируют, что при параллельной работе энергосистем стран ЦАЭС, возможна экономия более 1.6 млрд. дол. США за первые три года эксплуатации. Оптимальная диспетчеризация, с более эффективным (по сравнению с изолированной работой) производством тепловых электростанций является главной причиной данной экономии. Единственное условие для достижения экономии в размере 1,6 млрд. дол. США – возможность трансграничных перетоков электроэнергии в регионе. На протяжении первых трех лет параллельной работы отсутствует необходимость в каких-либо дополнительных инвестициях. Кроме того, параллельная работа ЦАЭС обеспечивает повышение надежности энергооснабжения (выражаемое в снижении объема недоотпуска электроэнергии во всем регионе и в каждой отдельной энергосистеме). Учитывая, что убытки в результате недоотпуска электроэнергии потребителям составляют не менее 200 дол. США/МВт ч, экономия в результате параллельной работы составит более 0.5 млрд. дол. США. Таким образом, возможна экономия более 2.1 млрд. дол. США за первые три года (2010 – 2012), в случае параллельной работы энергосистем стран региона. Анализ, представленный в данном отчете, демонстрирует, что параллельная работа является выгодной для всех участников как с технической, так и с экономической точки зрения. Для восстановления доверия между участниками необходимо преодоление негативных последствий параллельной работы странами-участницами ЦАЭС, которые, в основном, связаны с несанкционированным отбором электроэнергии, надежностью энергооснабжения и негативным влиянием транзита. В этой связи, может быть предложен ряд мероприятий по созданию благоприятного климата для сотрудничества в ЦАЭС, которые можно организовать в три этапа: кратко-, средне- и долгосрочные меры. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 9 MERCADOS EMI 1. Краткосрочные малозатратные мероприятия. Данные мероприятия обеспечат частичное разрешение существующих проблем в ЦАЭС. Направления работы: o организация семинаров и дискуссий при участии всех заинтересованных сторон; o пересмотр процедуры согласования уставок противоаварийной автоматики, действие которой направлено на недопущение превышения согласованных перетоков, а также актуализация логической схемы противоаварийной автоматики, с учетом ввода новых мощностей и строительства новых линий; o предложение методики оценки отклонений и компенсации за услуги транзита; o выработка подходов к региональной координации в случае перебоев в работе энергосистемы (совместная ликвидация аварийных ситуаций и оказание аварийной взаимопомощи), мониторинг участия в первичном регулировании частоты, совместного использования резервов для целей регулирования и т. п. Данные мероприятия обеспечат необходимую правовую и нормативную основу регионального сотрудничества, которая разрешит проблемы, послужившие причиной прекращения параллельной работы энергосистем участников ЦАЭС. Данный этап является высокорентабельным, поскольку значительные преимущества параллельной работы достигаются за счет незначительных инвестиций. В то же время данный этап является критическим для восстановления доверия стран к параллельной работе ЦАЭС. Именно поэтому невозможность достижения данной цели может привести к непоправимым негативным последствиям. 2. Среднесрочные цели и мероприятия со средним объемом затрат. Целью данного этапа является модернизация оборудования надзора и контроля, установка системы коммерческого учета, внедрение программного обеспечения для суточной диспетчеризации, изменения графика диспетчеризации в режиме реального времени, проведения расчетов по результатам операций, а также урегулирования отклонений и компенсации за услуги по транзиту. На данном этапе предлагается определить необходимое развитие региональной системы передачи в целях оптимизации параллельной работы участников ЦАЭС, включая транзакции с соседними странами. 3. Долгосрочные цели и мероприятия с более высоким объемом затрат. Развитие генерирующих активов и передающей сети, что предполагает длительный срок подготовки и значительные инвестиции (сотни миллионов дол. США и более). Приоритетным является рассмотрение краткосрочных и малозатратных мероприятий. В случае их успешного внедрения, будет устранено большинство существующих недостатков сотрудничества. Таким образом, после успешной реализации этапа 1, этапы 2 и 3 будут направлены на дальнейшее улучшение условий параллельной работы. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 10 MERCADOS EMI 3 ИСТОРИЯ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ Электрические сети Узбекистана, Южного Казахстана, Кыргызской Республики, Таджикистана и Туркменистана образовывают Центрально-Азиатскую Энергетическую Систему (ЦАЭС). ЦАЭС была спроектирована в 1970-е годы, с использованием критериев планирования региональной энергосистемы с наименьшими затратами. Вопрос двойного использования водных ресурсов в ирригационных целях и в целях производства электрической энергии является основным в региональной энергосистеме. При проектировании ЦАЭС национальные границы отдельных государств не учитывались. После распада СССР страны ЦАЭС продолжили параллельную работу энергосистем на основании «Соглашения о параллельной работе», подписанного странами-участницами в 1998 г. Координационный Диспетчерский Центр «Энергия» обеспечил координацию и контроль эксплуатации. Для предотвращения возможных разногласий между странами региона, были разработаны межправительственные соглашения, которые учитывают следующие компоненты: производство электроэнергии, спрос на водные ресурсы и поставки топлива. 3.1 СТРУКТУРА ЦАЭС Конфигурация Центрально-Азиатской Энергетической Системы (ЦАЭС) была разработана в 1970- е годы и охватывала пять республик бывшего СССР: Узбекистан, Кыргызскую Республику, Таджикистан, Туркменистан и Южный Казахстан. Магистральная сеть региона 500 кВ имела кольцевую схему и соединяла все страны. Целью была интеграция и оптимизация энергетических ресурсов и электрической сети. Региональная система входила в состав Единой электроэнергетической системы Советского Союза (ЕЭС), основанной на вертикальной интеграции энергетического сектора. Топология сети и расположение соответствующих генерирующих объектов проектировались на основании централизованного планирования, с применением подхода наименьших затрат для всей системы. В рамках процесса централизованного планирования, страны, входившие в состав Советского Союза, не рассматривались как независимые государства. По этой причине структура ЦАЭС не учитывала границ между государствами. В результате образовалась система, состоящая из региональных подсистем, построенных без учета государственных границ, в которой генерирующие объекты и ближайшие к ним узлы нагрузки расположены по различные стороны государственных границ. ЕЭС состояла из десяти объединенных региональных сетей, которые назывались Объединенные энергетические системы (ОЭС). Одной из них была ОЭС Центральной Азии. ЦАЭС была одной из немногих ОЭС, обладающей достаточными генерирующими и передающими ресурсами для обеспечения контроля эксплуатации и соблюдения стандартов электрической сети независимо от других объединенных энергосистем. К примеру, энергосистема Таджикистана состоит из двух частей, одна из которых соединена через сеть Узбекистана. В Узбекистане энергоснабжение основной части Сурхандарьинской области осуществлялось за счет электроэнергии, вырабатываемой Нурекской ГЭС (Таджикистан). В свою очередь, Фархадская ГЭС и Сырдарьинская ТЭС, расположенные в Узбекистане, осуществляли энергоснабжение нескольких регионов Таджикистана. После распада СССР, обслуживание централизованных энергетических ресурсов стало раздробленным. Каждая энергетическая система предприняла срочные меры по обеспечению энергетической независимости, т. е. самодостаточности в сфере производства электроэнергии и снабжения топливом. Однако каждая из стран имела различные исходные условия. Недостаточность энергетических ресурсов в каждой из стран привела к дисбалансу системы. К примеру, страны с обширными гидроэнергетическими ресурсами стали сбрасывать больше воды из водохранилищ в зимний период, что привело к нарушению баланса ранее установленных режимов использования водных ресурсов и производства электроэнергии. Оптимальная параллельная работа в рамках независимой энергетической системы утратила свою первоочередность. В регионе появились существенные политические разногласия. 3.2 ПРАВОВАЯ БАЗА, РАЗРАБОТАННАЯ ДЛЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ В РЕГИОНЕ. В конечном итоге было достигнуто общее понимание того факта, что ни одна из энергосистем не может независимо обеспечить эффективное и надежное энергооснабжение своих потребителей. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 11 MERCADOS EMI В результате руководители энергосистем подписали в 1998 г. Договор о параллельной работе энергетических систем Республики Казахстан, Кыргызской Республики, Республики Таджикистан, Туркменистана и Республики Узбекистан в целях поддержания параллельной работы. Все технические вопросы в связи с эксплуатацией существующей сети 500 кВ и системы линии передачи 220 кВ были переданы под контроль Координационного Совета Центрально- Азиатской Объединенной Энергетической Системы (КСЦА ОЭС). КСЦА ОЭС состоял из уполномоченных представителей операторов системы передачи («KEGOK» со стороны Казахстана, НЭСК со стороны Кыргызской Республики, «Барки Точик» со стороны Таджикистана, «Кувват» со стороны Туркменистана и «Узбекэнерго» со стороны Узбекистана). Пять стран- участниц КСЦА ОЭС основали Региональный Координационный Диспетчерский Центр «Энергия», расположенный в Ташкенте, функционирующий в качестве первого иерархического уровня диспетчеризации в Центральной Азии. Кроме того, в каждой национальной энергосистеме существует отдельная организация, осуществляющая диспетчеризацию, функционирующая в качестве диспетчерского центра второго уровня. Финансирование КДЦ «Энергия»обеспечивается на основе принципа распределения затрат между участниками. 3.2.1 ДОГОВОР О ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЕ Все страны Центральной Азии, которые остаются участниками4 «Договора о параллельной работе» (подписанного в 1998 г.), являются членами Энергетического Совета СНГ и принимают участие в деятельности Энергетического Совета СНГ, соблюдая концепции и принципы, сформулированные Советом, в частности: • Сохранение единого свода правил функционирования рынка электроэнергии на основании двусторонних договоров, централизованной торговли, балансирования рынка электроэнергии в режиме реального времени и рынка вспомогательных услуг. Каждый компонент должен развиваться постепенно, в зависимости от условий в каждой из стран ЦАР. • Соблюдение единого свода правил в связи с техническими требованиями в каждой энергосистеме для поддержания безопасной и надежной эксплуатации национальных и объединенных региональных энергетических систем и поддержания резервов, или оплаты услуг других сторон по обеспечению резервов. Каждая страна назначает системного оператора, который отвечает за технические вопросы и координацию межгосударственных перетоков, в соответствии с согласованными графиками. В данной сфере создание КДЦ «Энергия» полностью соответствует требованиям ЦАР. • Поддержание трансграничной торговли в рамках возможностей трансграничной пропускной способности, в соответствии с критериями надежности. • Сохранение открытого доступа к передающей сети и прозрачности в сфере монополизированных услуг (передача электроэнергии и управление энергосистемой), включая транзит электроэнергии через энергосистемы стран для обмена электроэнергией между другими странами. 3.2.2 БАЗОВЫЕ ДОКУМЕНТЫ И МЕТОДИКИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЦАЭС. Основные документы, регулирующие эксплуатацию энергетической системы в регионе: • Договор о координации межправительственных отношений в энергетическом секторе СНГ (1992 г.), подписанный всеми участниками ЦАЭС. Целью данного договора является создание основы эффективной эксплуатации региональной энергетической системы. • Договор о параллельной работе государств-участников СНГ (1998 г.), подписанный всеми странами СНГ. • Договор о транзите электроэнергии в СНГ (2000 г.), подписанный всеми странами ЦАЭС, кроме Туркменистана и Узбекистана. 4 Туркменистан вышел из Соглашения о параллельной эксплуатации ЦАР в июне 2003 г. Таким образом, энергетический потенциал Туркменистана стал недоступным для Объединенной Энергосистемы ЦАР, и Туркменистан должен был самостоятельно регулировать свою систему, в отсутствие доступа к оперативным системам регулирования за счет гидроэнергетических ресурсов в Кыргызской Республике и Таджикистане. Потенциал какой-либо торговли с Туркменистаном ограничен также по причине того, что заключение каждого Договора о закупке электроэнергии теперь предусматривает длительные переговоры о транзите с Узбекистаном. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 12 MERCADOS EMI • Соглашение о взаимопомощи в случаях аварий и других чрезвычайных ситуаций на электроэнергетических объектах государств-участников (2002 г.), подписанный всеми странами, кроме Туркменистана. В соответствии с этим документом, в случае перебоев в работе системы, участники договора обязаны обеспечить поставку электроэнергии пострадавшей стороне. Такая электроэнергия может быть оплачена или возвращена, в зависимости от конкретных договоренностей между странами. Среди прочих документов, перечень методик, представленный ниже, детально определяет правила параллельной работы ЦАЭС. • Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков для стран СНГ и Балтии (2007). В соответствии с установленными правилами, Российская энергосистема регулирует частоту, остальные страны СНГ должны прийти к соглашению по сальдо перетокам. • Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков (2006). Поэтапная методика определяет порядок расчетов первичного, вторичного и третичного резервов для стран СНГ, с конкретными примерами. • Методика расчета транзитных услуг (2001). Подход к расчету тарифа за транзитные услуги, разработанный для стран СНГ. • Методика расчета ежемесячных отклонений. По окончанию каждого месяца все данные коммерческого учета на основании данной методики направляются в КДЦ. В соответствии с информацией, полученной от представителей КДЦ, на основании данной методики, объем внеплановых перетоков должен быть возвращен на протяжении текущего периода (месяца) N или следующего периода (N+1). В случае нарушения, применяются специальные штрафные санкции: в период (N+2) объем электроэнергии, подлежащей возврату, на 20% больше реального объема потребления в период N. Начиная с периода (N+3), объем электроэнергии увеличивается в 1,5 раз. С одной стороны, данный механизм является подходящим для регулирования перетоков в регионе. Однако по причине сезонного характера гидро-генерации, Таджикистан нарушал данный принцип, отбирая электроэнергию в холодные зимние месяцы и возвращая в летний период, который характеризируется в Таджикистане избыточной генерацией. Обмен электроэнергией в ЦАЭС основан на двусторонних договорах, которые определяют «согласованные режимы». «Согласованные режимы» предусматривают двухставочную оплату: за электроэнергию и мощность. Анализ данного подхода демонстрирует, что в большинстве случаев страны ЦА достигают двусторонних договоренностей, которые учитывают вопросы водных ресурсов, органического топлива и электроэнергии. Таким образом, «согласованные режимы» являются основной частью таких договоренностей. Главным последствием данного подхода является взаимосвязь трех вышеупомянутых компонентов: в случае разногласий в водных вопросах, возможно ограничение энергооснабжения или одностороннее изменение цен на органическое топливо и т. п. На основании анализа, проведенного в рамках данного отчета, можно утверждать, что такие договоренности могут послужить причиной определенной политической, социальной и экономической нестабильности во всем Центрально-Азиатском регионе. 3.2.3 ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО ПО ВОДНЫМ ВОПРОСАМ. В период существования Советского Союза водные ресурсы реки Сырдарья регулировался. Ирригационная система была построена на основании предположения о том, что в зимний период все водохранилища, расположенные на реке Нарын, будут накапливать воду для ее использования в ирригационных целях в летний период. Вырабатываемая электроэнергия являлась побочным продуктом. Однако после распада Советского Союза ситуация полностью изменилась. По причине дефицита органического топлива в Кыргызской Республике и в Таджикистане, гидроэлектростанции каскада р. Нарын начали вырабатывать электроэнергию для энергооснабжения потребителей в зимний период. В результате повысился расход воды в Казахстане, Узбекистане и северном Таджикистане, что привело к негативным социальным последствиям и экономическим убыткам. С этого момента управление водными ресурсами является важным вопросом. Были подписаны межправительственные соглашения, направленные на разрешение данной проблемы. Соглашения между Казахстаном, Кыргызской Республикой, Таджикистаном и Узбекистаном устанавливают объемы воды, используемой в ирригационных целях в летний период. Суммарная Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 13 MERCADOS EMI компенсация за данные услуги предусмотрена в топливном выражении (природный газ, мазут, уголь). Поставка топлива предусмотрена в зимний период из Узбекистана и Казахстана в Кыргызскую Республику и Таджикистан. С 2005 г. двусторонние соглашения между странами регулируют вопросы водных ресурсов, электроэнергии и органического топлива. До недавнего времени распределение водных ресурсов реки Сырдарья осуществлялось в соответствии с согласованным режимом эксплуатации. Данная договоренность об управлении водохранилищами рек Нарын – Сырдарья пересматривается на ежегодных заседаниях Межгосударственной координационной водохозяйственной комиссии Центральной Азии, и основана на четырехстороннем соглашении от 17 мая 1998 г. (подписанном Узбекистаном, Таджикистаном, Кыргызской Республикой и Казахстаном). 3.3 ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КООРДИНАЦИЯ В ЦАЭС Эксплуатационная координация и управление ЕЭС была основана на трехуровневой иерархии диспетчеризации, обеспечиваемой организацией по диспетчеризации ЕЭС. Центральный диспетчерский центр ЕЭС (на данный момент системный оператор ЕЭС России) исполнял роль первого уровня иерархии управления энергосистемой. Он отвечал за общую эксплуатацию ОЭС. Объединенные диспетчерские центры (ОДС) исполняли роль второго уровня иерархии, в случае Центральной Азии – ОДС Центральной (Средней) Азии (Координационный Диспетчерский Центр «Энергия»), расположенный в Ташкенте, Узбекистан. Национальные диспетчерские центры исполняли роль третьего уровня иерархии. 3.3.1 РЕГИОНАЛЬНЫЙ СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР КДЦ «Энергия» в качестве регионального Системного оператора должен обеспечивать применение принципов параллельной работы, описанных в предыдущем разделе, в ежедневной эксплуатации ЦАЭС. При анализе ежедневной роли КДЦ «Энергия» очевидна ограниченность его полномочий, по сравнению с полномочиями других центров управления, существующих в иерархической системе управления других стран. Фактически, роль КДЦ «Энергия» состоит в следующем: • Оценка влияния новых и прошедших реконструкцию передающих и генерирующих мощностей на объединенную региональную сеть, с определением потенциального негативного влияния и предложением мер по его предупреждению. • Анализ графиков, представляемых национальными Системными операторами, с использованием модели перетоков5, для достижения уверенности в том, что они не приводят к нарушениям в системе передачи и другим проблемам, а также требование об изменении таких графиков, в случае обнаружения проблем. • Эксплуатация системы Автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) в целях контроля частоты и обеспечения балансирования электроэнергии, недоотпущенной отдельными национальными Системными операторами. Данный процесс происходит при помощи направления сигналов крупным электростанциям: одной в Кыргызской Республике и одной в Таджикистане.6 КДЦ имеет руководства относительно объема (МВт) АРЧМ, который они должны предоставить, в зависимости от конфигурации системы передачи. Объем АРЧМ также включает поправку на 250 МВт оперативного резерва, при этом отсутствует отдельный платеж за оперативный резерв (или в данном случае потенциал АРЧМ (см. п. ниже)). На данный момент существует рабочая группа, которая занимается разработкой согласованных руководств, устанавливающих требования по объему и расположению локального оперативного резерва. Такие требования в связи с локальным оперативным резервом будут дополнять требования по региональному оперативному резерву. • Распределение объемов поставленной и потребленной балансирующей электроэнергии по факту и предоставление соответствующей информации участникам рынка/национальным энергокомпаниям для проведения финансовых расчетов на двусторонней основе (КДЦ не проводит никаких расчетов и не выставляет счетов). 5 Внедрение недавно преобретенной модели PSS/E повышает возможности в сфере отчетности, однако не обеспечивает гарантированного расширения набора параметров/данных, анализ которых уже проводится при помощи других инструментов. 6 В соответствии с имеющейся информацией, система АРЧМ на данный момент не действует в полной мере по причине нарушений в работе оборудования, вызванных устаревшими технологиями. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 14 MERCADOS EMI Отсутствуют отдельные платежи за потенциал АРЧМ, как отмечено выше, а также за оперативный резерв, только за балансирующую электроэнергию и регулирующую мощность. Какой-либо ресурс, обеспечивающий АРЧМ и/или оперативный резерв, теряет возможность дополнительной реализации электроэнергии, и может понести дополнительные затраты по причине функционирования на уровне выработки ниже эффективной. • Мониторинг мощности (в т.ч реактивной): o перетоки в системе передачи 220 кВ и 500 кВ; o выработка крупных гидроэлектростанций и тепловых электростанций; o спрос в отдельных узлах; и o отклонение от графиков. КДЦ собирает эти данные и направляет их Национальным системным операторам. КДЦ не располагает достаточными данными для расчета, к примеру, суммарного спроса по всему региону ЦА. Для расчета суммарного спроса по всему региону ЦА необходимы данные от национальных Системных операторов. Эти данные собираются каждый час Национальными системными операторами и используются ими для расчета национального спроса, а также предоставляются КДЦ для расчета суммарного спроса по всему региону ЦА. КДЦ «Энергия» также осуществляет мониторинг напряжения в определенных контрольных точках при помощи аналоговых телеметрических приборов. • Направление инструкций Национальным системным операторам о повышении/снижении нагрузки (т. е. такие инструкции не касаются конкретных ресурсов) в качестве ответной реакции на отклонения от графиков, а также инструкций по преодолению ограничений и, по мере необходимости, координация мероприятий по восстановлению системы. • Координация составления графика отключений передающих и генерирующих мощностей в целях технического обслуживания. • Руководство региональными инициативами в целях координации планирования развития системы передачи. 3.3.2 НАЦИОНАЛЬНЫЕ СИСТЕМНЫЕ ОПЕРАТОРЫ. Национальные диспетчерские центры являются самым низким уровнем иерархии и подчиняются непосредственно КДЦ «Энергия». Они расположены в каждой их стран региона. В рамках системы все запрашиваемые данные должны направляться в КДЦ «Энергия» в соответствии с предварительно согласованным информационным графиком. В свою очередь, вся информация о распределении в рамках ЦАЭС, осуществляемом КДЦ «Энергия», учитывается в процессе ежедневной эксплуатации. 3.4 ИСТОРИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО ОБМЕНАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ В ЦАЭС В таблице ниже представлены усредненные данные по перетокам в период 2000 – 2008 гг. Таблица 1 – Обмен электроэнергией в ЦАЭС – в среднем за 9 лет (2000-2008). Перетоки из (ГВт ч) Кыргызской 2010 Казахстана Республики Таджикистана Туркменистана Узбекистана Казахстан X 0 2 0 0 Перетоки в (ГВт ч) Кыргызская 1 642 X 223 0 516 Республика Таджикистан 70 63 X 0 561 Туркменистан 9 0 420 X 7 Узбекистан 0 88 705 5 X Соединения с Казахстаном. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 15 MERCADOS EMI Обмен электроэнергией между Казахстаном и Кыргызской Республикой стал целесообразным по причине наличия мощных межсистемных линий электропередач между энергосистемами: функционируют две ЛЭП 500 кВ и четыре ЛЭП 220 кВ. Кыргызская Республика поставляет в Северный Казахстан электроэнергию и вспомогательные услуги для покрытия дефицита электроэнергии и потребностей в сфере регулировании частоты и мощности. В соответствии с историческими данными объем перетоков между Казахстаном и Таджикистаном сравнительно невысок. В 2008 – 2009 г. ОАО «KEGOK» (Казахстан) и ОАО «Барки Точик» (Таджикистан) достигли соглашения об объемах и соответствующей оплате электроэнергии, отбираемой из энергосистемы Казахстана за рамками договоров. На данный момент Таджикистан не имеет невыполненных обязательств перед Казахстаном. В 2000 – 2001 гг. Туркменистан поставлял около 9 ГВт ч электроэнергии ежеквартально в Казахстан. Электроэнергия передавалась через межсистемную линию Узбекистана, ПС Сердар – ПС Каракуль. Однако трудности в достижении договоренности об услугах по транзиту привели к прекращению поставок электроэнергии в Южный Казахстан. Случаи срабатывания системы релейной защиты и автоматики – соедниение с Казахстаном. Южный Казахстан соединен с энергосистемой Узбекистана через одну ЛЭП 500 кВ и две ЛЭП 220 кВ. Пропускная способность ЛЭП 500 кВ составляет 1 500 МВт. Несанкционированные перетоки в ЦАЭС являются причиной перегрузок соединения Север – Юг, что соответственно приводит к отключению потребителей Южного Казахстана в результате срабатывания системы релейной защиты и автоматики. Примером является прекращение энергооснабжения 26 февраля 2009 г. и решение Казахстана о переходе на режим изолированной работы. В марте 2009 г. параллельная работа ЦАЭС была восстановлена. Осенью 2009 г. аналогичный инцидент повторился. Поэтому 24 октября 2009 г. было принято решение об отключении ЛЭП 220-500 кВ в Южном Казахстане. Теперь северная часть Казахстана и Алматинская область работают параллельно с Россией, Чимкентская и Джамбульская области – параллельно с ЦАЭС. Однако между Узбекистаном и Казахстаном отсутствуют договоренности о поставке электроэнергии. Соединиения с Кыргызской Республикой. Обмен электроэнергией между Кыргызской Республикой и Таджикистаном осуществляется в основном в зимний период, когда Кыргызская Республика покрывает зимний дефицит на севере Таджикистана. Перетоки из Таджикистана в Кыргызскую Республику связаны с возвратом внепланового отбора из Кыргызской энергосистемы. В Разделе 3.1, посвященном «Структуре ЦАЭС», описана структура системы и подход к ее строительству на основане региональных, а не национальных характеристик. Соответственно, услуги по транзиту Узбекистана необходимы для энергооснабжения северных регионов Кыргызской Республики. Последняя, в свою очередь, осуществляла поставку дешевой гидроэлектроэнергии потребителям Узбекистана, а также поставку услуг по регулированию частоты и мощности. Перетоки из Узбекистана в Кыргызскую Республику связаны в основном с возвратом внепланового отбора из Кыргызской энергосистемы. Соединения с Туркменистаном. В прошлом, в соответствии с межправительственным соглашением, Таджикистан ежегодно импортировал из Туркменистана 1200 ГВт ч электроэнергии с период с сентября по май. Данное соглашение было подписано в 2007 г. сроком на пять лет. До конца апреля 2009 г. электроэнергия поставлялась в Таджикистан через территорию Узбекистана. В 2007 г. экспорт, основанный на прямом договоре с Таджикскис алюминиевым заводом «TALCO», осуществлялся на основании графика свободной пропускной способности (в основном в ночное время суток). Зимы 2007-2008 и 2008-2009 в Таджикистане были холодными, поэтому даже с учетом импорта электроэнергии из Туркменистана не удалось избежать дефицита. В 2009 г. Таджикистану не удалось достигнуть договоренности с ОАО «Узбекэнерго» о транзитных услугах. Следует отметить, что с технической точки зрения перетоки из Туркменистана на территорию Таджикистана оказывали благоприятное влияние на сеть Узбекистана, обеспечивая сокращение перегрузок и снятие ограничений в западной части Узбекистана, а также способствуя снижению потерь в сети. Поэтому для всех заинтересованных сторон данная ситуация была одинаково выгодной. Несмотря на это, ЛЭП Узбекистан – Таджикистан (Сурхан – Гузар) была отключена в ноябре 2009 г., и на данный момент отсутствует техническая возможность передачи электроэнергии. Таджикистан выполнил все финансовые обязательства перед Туркменистаном. Соединения с Таджикистаном. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 16 MERCADOS EMI За последние два года не были достигнуты договоренности о параллельной работе энергосистем Таджикистана и Узбекистана. Энергосистема Таджикистана, спроектированная в советскую эпоху, функционирует в соответствии с природным циклом; электроэнергия экспортируется в летний период и импортируется в зимний. Кроме того, выработка гидроэлектроэнергии в весенний и зимний период дополнительно обеспечивает воду, необходимую для ирригационных целей в Узбекистане. Ранее Узбекистан поставлял 3 ТВт ч/год в Таджикистан в зимний период. Взамен Таджикистан обеспечивал Узбекистан дешевой гидроэлектроэнергией (в объеме около 2 ТВт ч/год) в летний период. Данный договор об обмене электроэнергией является частью общего договора о «водных ресурсах-электроэнергии-органическом топливе» (как уже было описано в разделе 2.2, посвященном правовой базе эксплуатации). Случай срабатывания системы релейной защиты и автоматики – соединение Узбекистан-Таджикистан. В августе 2009 г. Нурекская ГЭС (Таджикистан) функционировала в соответствии с предварительно «согласованным режимом». Однако это привело к перегрузке ЛЭП 500 кВ Гузар- Регар (Узбекистан – Таджикистан). Автоматическая система защиты не была активирована, что привело к остановке Талимарджанской ТЭС. Последующие ремонтные работы были проведены с финансированием ГАК «Узбекэнерго». Этот инцидент, произошедший в августе, послужил причиной решения Узбекистана о выходе из ЦАЭС в 2009 г. При анализе данной ситуации очевидны два важных последствия. В первую очередь, данное решение окажет значительное влияние на надежность энергооснабжения в некоторых регионах Таджикистана, Кыргызской Республики и Южного Казахстана. Во-вторых, выход из ЦАЭС также повлияет на энергетический сектор Узбекистана, который теперь сталкивается с проблемой покрытия ежедневной пиковой нагрузки, что невозможно за счет собственных генерирующих мощностей Узбекистана (ТЭС), которые не были предназначены для для этих целей. Ранее пиковая генерация осуществлялась гидроэнергетическими мощностями соседних стран, которые возможно было оперативно наращивать для удовлетворения высокого спроса отдельных периодов. В соответствии с опубликованными данными, в начале ноября 2009 г. ЛЭП 500 кВ Сурхан – Регар была отключена по причине аварии на Нурекской ГЭС. В результате, ЛЭП Наибабат-1 в Афганистан, была также отключена. 17 ноября 2009 г. две ЛЭП 220 кВ, снабжающие электроэнергией Сурхандарьинскую область Узбекистана, были отключены. Причиной отключения стала техническая поломка ПС Регар в Таджикистане. Профили перетоков электроэнергии в ЦАЭС четко демонстрируют роли участников: некоторые в них выступали в качестве крупных экспортеров, другие – в качестве импортеров значительного объема электроэнергии. Как будет показано в следующем Разделе, данная тенденция все еще сохраняется, однако объемы торговли существенно сократились. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 17 MERCADOS EMI 4 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ. Взаимодополняющая структура генерирующих мощностей Центрально-Азиатского региона является источником возможностей для сотрудничества. Прогнозы спроса и предложения демонстрируют, что Кыргызская Республика, Таджикистан, Туркменистан и Южный Казахстан способны удовлетворять потребности потребителей на протяжении следующих трех лет, при условии возможности импорта из соседних регионов, таких как Северный Казахстан, Туркменистан и других. Страны занимаются укреплением своего потенциала в сфере генерации и передачи электроэнергии, в целях повышения национальной энергетической независимости и расширения возможностей экспорта в страны за пределами ЦАЭС. Однако на данном этапе страны все еще не способны обеспечивать абсолютно надежное энергоснабжение внутренних потребителей. Существующие межсистемные линии между странами Центрально-Азиатского региона являются наиболее малозатратным решением для надежного энергоснабжения потребителей региона. Несмотря на это, объем обмена электроэнергией между странами ЦАЭС существенно сократился. Главным приоритетом данных стран является поиск новых возможностей торговли с Афганистаном, Пакистаном, Турцией, Ираном и Россией. 4.1 ДИАГНОСТИКА ЦАЭС. 4.1.1 ВВЕДЕНИЕ. На данный момент электрическая сеть ЦАЭС соединяет четыре Центрально-Азиатские страны: Узбекистан, Казахстан (Южный регион), Кыргызскую Республику и Таджикистан. Данные страны характеризуются значительными различиями с точки зрения политических систем, экономического развития, запасов энергетических ресурсов, природных и климатических условий. В 2003 г. Туркменистан вышел из «Договора о параллельной работе», начав работу в изолированном режиме. Среди причин прекращения выхода из Договора о параллельной работе является невозможность достижения договоренностей о транзитных услугах, главным образом, в связи с экспортом электроэнергии из Туркменистана в Казахстан через территорию Узбекистана. Оценка энергетического сектора в ЦАЭС. Казахстан является единственной страной, которая провела внутреннюю реструктуризацию рынка электроэнергии, с созданием отдельного оператора магистральной сети. Таджикистан, Узбекистан, Кыргызская Республика и Туркменистан все еще сохраняют централизованную структуру энергосистем. Основные энергетические компании, принимающие участие в ЦАЭС: 1. Казахстан: ОАО «KEGOC» - сетевой оператор 2. Узбекистан: ГАК «Узбекэнерго» - вертикально-интегрированная государственная энергокомпания – производство, передача, распределение ОАО «СредАзЭнергоСетьПроект» - институт проектирования сетей передачи в ЦАЭС. 3. Таджикистан: ОАО «Барки Точик» - вертикально интегрированная государственная энергокомпания – производство, передача, распределение. 4. Кыргызская Республика: ОАО «НЭСК» - сетевой оператор ОАО «Электрические станции» - генерация 5. Туркменистан: Корпорация «Кувват» - вертикально интегрированная государственная энергокомпания – производство, передача, распределение Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 18 MERCADOS EMI 4.1.2 ВОПРОСЫ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ В ЦАЭС. Надежность энергоснабжения является главным преимуществом параллельной работы энергосистем. В данном разделе этот вопрос будет проанализирован с трех точек зрения: • Первичные ресурсы: надежность энергооснабжения предполагает способность системы обеспечивать необходимый объем первичных ресурсов для производства электроэнергии. • Соответствие: o Электроэнергетического баланса: надежность энергоснабжения предполагает способность системы обеспечивать необходимый объем электроэнергии (МВт ч) для удовлетворения спроса потребителей; o Генерирующих и передающих мощностей: надежность энергоснабжения предполагает способность системы покрывать необходимую нагрузку (МВт) в любой момент времени в любой точке сети. • Эксплуатационная надежность – способность системы выдерживать неожиданные нарушения нормальной эксплуатации (к примеру, непредвиденное отключение ЛЭП или электростанций). 4.1.2.1 ПЕРВИЧНЫЕ РЕСУРСЫ Распределение природных ресурсов в регионе неравномерно, поскольку отдельные зоны обладают значительным гидроэнергетическим потенциалом, практически не имея при этом других ресурсов, в то же время другие зоны региона имеют развитую тепловую генерацию и лишь ограниченные гидроэнергетические ресурсы, к примеру: Обширные запасы угля в Казахстане; Обширные запасы природного газа в Туркменистане и Узбекистане; Мощный гидроэнергетический потенциал в Кыргызской Республике и Таджикистане, достаточный для поставки вспомогательных услуг и дешевой электроэнергии в соседние страны. В Казахстане, Туркменистане и Узбекистане преобладает тепловая генерация, и отсутствуют гидроэнергетические ресурсы. Поэтому для покрытия пиковых нагрузок и постоянно изменяющихся нагрузок им необходимы услуги по регулированию, которые могут быть предоставлены соседними странами, или инвестиции в строительство пиковых электростанций, как например, в Туркменистане. Кыргызстан и Таджикистан не имеют достаточных запасов органического топлива. В этих странах дефицит компенсируется значительным гидроэнергетическим потенциалом, который пока не используется в полной мере. Текущая эксплуатация мощностей в этих двух странах характеризуется значительными сезонными колебаниями. Только Токтогульское водохранилище (Кыргызская Республика) эксплуатируется в круглогодичном режиме, управление остальными водохранилищами осуществляется в сезонном режиме. Такая ситуация является источником сильной зависимости от природных условий, в частности от уровня осадков. Для обеспечения надежности энергооснабжения потребителей в сухие сезоны (зимой), странам необходимы поставки электроэнергии от тепловых источников генерации, что возможно за счет импорта топлива или электроэнергии. При анализе ситуации, неравномерное распределение генерирующих источников, характерное для ЦАЭС, служит очевидным показателем необходимости параллельной работы энергосистем. Основным недостатком прекращения параллельной работы для Казахстана и Узбекистана станет нарушение водных режимов в ирригационных целях. Однако, учитывая тесную взаимосвязь топливных, водных и электроэнергетических вопросов в межправительственных соглашениях, возможно компромиссное решение, предусматривающее корректировку в выработке электроэнергии со стороны Кыргызской Республики и Таджикистана, чтобы стало возможно удовлетворение ирригационных потребностей Казахстана и Узбекистана. Следует отметить, что неблагоприятным для Кыргызской Республики является тот факт, что около 80% энергетических ресурсов, включая до 59% угля, а также практически весь природный газ и нефтепродукты для эксплуатации ТЭС и котельных импортируются. Ситуация в Таджикистане очень сходна с ситуацией в Кыргызстане: практически все топливные ресурсы импортируются в страну. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 19 MERCADOS EMI 4.1.2.2 СООТВЕТСТВИЕ ГЕНЕРАЦИИ И ПЕРЕДАЮЩЕЙ СЕТИ. Установленная генерирующая мощность ЦАЭС составляет около 24 074 МВт. Доля гидроэнергетических ресурсов составляет около 40%, остальная часть генерирующей мощности региона представлена тепловыми электростанциями. Распределение установленной мощности в ЦАЭС представлено на Рис. 3: В Таджикистане и Кыргызской Республике установленная мощность представлена главным образом гидроэлектростанциями; В Казахстане и Узбекистане – тепловыми электростанциями. Рис. 3 - Распределение установленной мощности в ЦАЭС. Установленная мощность в ЦАЭС Тажикистан 19% Узбекистан Кыргызстан 52% 16% Южный Казахстан 13% В Таджикистане и Кыргызской Республике основная часть генерирующих мощностей – высокоманевренные ГЭС (с большим объемом водохранилищ). В других странах структура генерирующих мощностей представлена ТЭС, в основном электростанциями базовой нагрузки. Вследствие различной структуры генерации в странах, а также на основании опыта других стран, очевидно, что совместная диспетчеризация обеспечит оптимальное использование различных видов электростанций, включая возобновляемые гидроэнергетические ресурсы. Детальное описание энергетического сектора ЦАЭС-5 содержится в Приложении I. Передающая сеть в регионе представлены: 1600 км ЛЭП 500 кВ и 1400 км ЛЭП 220 кВ. Управление сетью передачи осуществляет Координационный Диспетчерский Центр «Энергия» (КДЦ) в Ташкенте, которые обеспечивает координацию и техническую поддержку стран- участниц, а также мониторинг, контроль баланса спроса и предложения, контроль напряжения и частоты. Частота обычно поддерживается на уровне 50 Гц. Соответствие электроэнергетического баланса. В графическом формате соответствие объема электроэнергии в системе ЦАЭС-4 представлено на Рис. . Туркменистан на включен в данный анализ по причине отсутствия соответствующих данных. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 20 MERCADOS EMI Рис. 4 - Баланс электроэнергии в ЦАЭС-4 в 2009 г. Error! Reference source not found. демонстрирует, что страны ЦАЭС-4 могут обеспечить достаточный объем электроэнергии для своих потребителей, при условии возможности импорта из Северного Казахстана и Туркменистана. Объем импорта составляет от 140 ГВт ч в июле до 780 ГВт ч в декабре. Импорт электроэнергии направлен, главным образом, на покрытие дефицита в Южном Казахстане (см. Приложение I). В марте и апреле прошлого года имели место перетоки из Туркменистана. Суммарный объем импорта из Туркменистана за эти два месяца составил около 700 ГВт ч и осуществлялся на основании договора о поставке электроэнергии между Туркменистаном и Таджикистаном. С учетом данной ситуации, на протяжении следующих двух-трех лет ожидается ввод в эксплуатацию нескольких новых генерирующих объектов: • 2012 г. – ГЭС «Сангтуда-2» 220 МВт в Таджикистане, • 2012 г. – Мойнакская ГЭС 300 МВт в Казахстане, и • 2013 г. – второй энергоблок Камбаратинской ГЭС-1 на 190 МВт в Кыргызской Республике. В соответствии с имеющейся информацией, в Узбекистане планируется строительство новых ГТУ в 2013-2014 гг. В четырех странах ЦАЭС на протяжении трех следующих лет можно ожидать ввод только 710 МВт новой генерирующей мощности. На основании данных об импорте 2009 г., ежемесячный объем импорта составляет 800 ГВт ч. Этот дефицит электроэнергии невозможно покрыть только за счет новых гидроэлектростанций, которые будут введены в эксплуатацию (даже если коэффициент нагрузки этих электростанций составит в лучшем случае 0.5, суммарная ежемесячная выработка составит 256 ГВт ч). В результате простого анализа подтверждается необходимость импорта в регион, а также необходимость эксплуатации межсистемных линий передачи в ЦАЭС, особенно, в условиях ожидаемого роста спроса на протяжении нескольких следующих лет. Соответствие генерирующих и передающих мощностей. Передающая сеть в регионе ЦАЭС построена по радиально-кольцевому принципу. Структура существующей сети направлена на обеспечение регионального спроса и импортно-экспортных возможностей для стран. Пиковый спрос в ЦАЭС-4 в 2009 г. составил 15 738 МВт, при этом суммарная установленная мощность составляет 24 074 МВт. Учитывая, что резерв в объеме 7 336 МВт установленной мощность является достаточным, важно также учитывать, что генерирующие мощности и передающие/распределительные сети находятся в эксплуатации уже на протяжении длительного срока. Большая часть оборудования советской эпохи не модернизировалась и не ремонтировалась на протяжении длительного периода. В соответствии с заключениями специалистов КДЦ «Энергия», существуют сложности в обеспечении критерия надежности (N-1), что возможно только в условиях совместной эксплуатации системы. Срочно необходимы инвестиции в генерирующие, передающие и распределительные мощности. В текущих условиях эксплуатации соблюдение принципа (N-1) невозможно. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 21 MERCADOS EMI В соответствии с данными стран (см. Приложение I) генерирующая мощность в регионе распределена неравномерно, и сеть передачи спроектирована для обеспечения регионального (а не национального) спроса, некоторые страны ЦАЭС не способны обеспечить спрос исключительно за счет собственных мощностей: • Узбекистан, Казахстан и Туркменистан не могут обеспечить ежедневный пиковый спрос по причине отсутствия регулирующих (пиковых) генерирующих мощностей • Таджикистан: o не может обеспечить энергоснабжение отдаленных регионов по причине дефицита пропускной способности и o не может полностью обеспечить спрос в зимний период по причине дефицита выработки гидроэлектростанций зимой, а также по причине дефицита пропускной способности. • Кыргызская Республика не может обеспечить спрос на севере страны и в отдельных зонах южной части страны по причине дефицита пропускной способности. Еще одной проблемой, которую следует отметить, является сезонный характер выработки электроэнергии гидроэлектростанциями в регионе: в летний период выработка гидроэлектростанций выше, чем в зимний по причине таяния снегов. В то же время, спрос в зимний период превышает спрос в летний период на около 2 833 МВт (см. Рис. ). Рис. 5 – Кривая суммарной нагрузки по ЦАЭС-4 в 2009 г. Кривая нагрузки для ЦАЭС-4 в 2009 МВт Зимний день Летний день часы С одной стороны, зимний период характеризуется высоким уровнем спроса, а с другой стороны дефицитом выработки электроэнергии в отдельных зонах ЦАЭС. Учитывая значительный износ оборудования в регионе, «излишек» мощности (необходимой системному оператору для обеспечения дополнительных резервов) существенно снижается, в особенности учитывая мощность, необходимую для покрытия значительных изменений спроса и функционирования системы в случае аварийных отключений. С 1990 г. энергопотребление во всех центрально-азиатских республиках бывшего Советского Союза резко снизилось по причине остановки крупных промышленных предприятий, что привело к снижению постоянной (базовой) нагрузки в профиле потребления каждой из стран. За 20 лет промышленное производство все еще не достигло уровня до 1990-х годов, вследствие чего необходимы дополнительные инвестиции для повышения мощности для обеспечения контроля частоты и мощности в ЦАЭС. Такие страны как Узбекистан и Казахстан на данный момент проводят переговоры относительно приобретения услуг по регулированию частоты и мощности для покрытия ежедневного пикового спроса. Использование существующих межсистемных линий между странами ЦАЭС является оптимальным решением, обеспечивающим достижение необходимого уровня надежности энергоснабжения без значительных инвестиций в генерирующие и передающие мощности региона. 4.1.2.3 ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАДЕЖНОСТЬ. Текущий режим работы сети в Центральной Азии является нестабильным. В период с 1 ноября 2009 г. по 25 мая 2010 г. произошло 49 случаев срабатывания автоматики наброса мощности, зафиксирована 1 аварийная ситуация, которая привела к разделению транзита Север – Юг Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 22 MERCADOS EMI Казахстана. На ЛЭП Север – Юг Казахстана зафиксировано 923 случая срабатывания автоматики наброса мощности и 12 случаев разделения транзита в период с 1 ноября 2008 г. по 31 мая 2009 г. В период с 1 ноября по 31 мая 2008 г. автоматика наброса мощности срабатывала 1834 раза, также было зафиксировано 18 разделения. В соответствии с предоставленной статистикой, большинство отключений и значительная часть случаев активации системы релейной защиты и автоматики являются результатом несанкционированных перетоков электроэнергии (отбора электроэнергии из энергосистем соседних стран ЦАЭС). Среди других причин: несоответствующая загрузка электростанций и аварийное отключение энергоблоков. Одной из причин несанкционированных перетоков является существующая практика урегулирования отклонений, предусматривающая возможность возврата электроэнергии, отобранной из соседней энергосистемы. Такая электроэнергия может быть возмещена в рамках одного периода (месяца) без каких-либо штрафных санкций. Также возможен возврат электроэнергии в следующий отчетный период, при условии возврата большего объема электроэнергии, чем было отобрано (коэффициент определяется на основании договоренности). Учитывая сезонный характер генерации в некоторых зонах ЦАЭС, такие договоренности являются источником дополнительных стимулов к нарушению предварительно согласованного режима и отбора электроэнергии. Подобные действия приводят к нестабильности системы и затруднению управления потоками электроэнергии. Отборы электроэнергии в ЦАЭС. Продолжающиеся проблемы с системными отклонениями стали причиной ситуации, когда в 2009 г. два основных члена ЦАЭС Казахстан и Узбекистан объявили о своем намерении о переходе на изолированную работу своих систем. Среди других причин такого намерения, отсутствие международных соглашений, отсутствие тесного экономического сотрудничества и взаимовыгодного партнерства между странами ЦА. На данный момент проводятся инициативы по обеспечению национальной энергетической безопасности. В Казахстане недавно завершено строительство ЛЭП Север – Юг, в Узбекистане в процессе строительства несколько ЛЭП (ЛЭП 500 кВ в Ферганской долине, ЛЭП Сурхан – Гузар, и еще две линии 500 кВ). Проектрирование инфраструктуры. Даже с учетом новых инвестиций в передающую сеть, сетевые ограничения в ЦАЭС все еще имеют место, по причине нехватки пропускной способности, главным образом на участке межсистемных ЛЭП Кыргызстан – Южный Казахстан, что приводит к сетевым ограничениям в северном регионе Кыргызской Республике и Алматинском узле Казахстана. Среди прочих ограничений следует отметить задержку строительства сетевых объектов. Запланировано строительство двухцепной ЛЭП 220 кВ на участке ПС Кристалл – ПС Юлдуз. Однако построена только одноцепная линия, что привело к образованию 80-100 МВт изолированной мощности на самом низком уровне каскада Токтогульских ГЭС. По мнению специалистов КДЦ «Энергия», занимающихся анализом текущего состояния системы, соблюдение принципа надежности (N-1) в ЦАЭС на данный момент вряд ли возможно. Важной проблемой становится строительство систем релейной защиты и автоматики в нескольких точках. ЦАЭС строилась как объединенная энергетическая система, в рамках которой энергосистемы государств работали параллельно; соответствующим образом спроектирована и система релейной защиты и автоматики. В настоящее время страны расширяют свои национальные системы генерации и передачи электроэнергии. Однако внедрение новой инфраструктуры в одной стране может привести к перегрузке более старых линий в другой части региона (и других странах), что не учитывается в процессе реконструкции. В результате другие зоны ЦАЭС сталкиваются с проблемами функционирования системы релейной защиты и автоматики. В качестве примера следует отметить ЛЭП Казахстана Север – Юг, которая была построена, не учитывая систему релейной защиты и автоматики и систему автоматического регулирования частоты и мощности. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 23 MERCADOS EMI Рис. 6 – Центрально-Азиатская Энергетическая Система Изолированное проектирование. Таджикистан также осуществляет ввод новых передающих мощностей. Соответственно необходима также модернизация подстанций в ЦАЭС. Однако на данный момент отсутствуют механизмы, обязывающие Казахстан и Таджикистан финансировать более широкую модернизацию инфраструктуры или возможные нарушения в работе передающей сети. В рамках ранее существовавшей системы были предусмотрены процедуры предотвращения нарушений в работе системы и нестабильности. ОАО «СредАзЭнергоСетьПроект» отвечало за планирование региональной сети ЦАЭС, а также за модернизацию электрической сети, предоставляя заинтересованным сторонам конкретные рекомендации. Однако на данный момент отсутствуют какие-либо механизмы или институты, проводящие анализ предлагаемых планов строительства новых мощностей. Результаты анализа свидетельствуют о том, что страны принимают инвестиционные решения независимо, без учета их влияния на более всю региональную энергосистему в целом. Совместное проектирование. Теоретически с экологической, социальной и экономической точки зрения, развитие регионального энергетического сектора является более устойчивым при параллельной работе энергосистем. На основании данного подхода считается необходимой разработка единого Плана развития энергетического сектора на региональном уровне. Некоторые региональные инициативы существуют: КДЦ вынес предложение о предоставлении каждой из стран региона Национального плана развития энергетического сектора в целях формирования совместного плана развития всего региона. Единый региональный план должен учитывать как национальные (повышение энергетической безопасности и надежности энергооснабжения и т. п.), так и региональные интересы (укрепление сети и автоматической системы защиты, установка дополнительных трансформаторов и т. п.). На данный момент только Казахстан и Узбекистан подали в КДЦ «Энергия» Планы развития энергетического сектора на 2015 – 2020 гг. В Кыргызской Республике и Таджикистане данные стратегии находятся на стадии разработки. В конечном итоге следует отметить, что общие межправительственные соглашения широко используются в странах ЦА. Такие соглашения обуславливают высокий уровень взаимозависимости между странами, особенно в разрезе водных и энергетических ресурсов. На практике энергосистемы Узбекистана и Южного Казахстана необходимы для обеспечения стабильного функционирования систем Кыргызской Республики и Таджикистана. Существует значительная зависимость от позиции Кыргызской Республики и Таджикистана в связи с Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 24 MERCADOS EMI разрешением водных вопросов, которые являются предметом общего соглашения совместно с электроэнергетическими вопросами. Таким образом, надежная эксплуатация и высокое качество энергооснабжения потребителей ЦАЭС в значительной мере зависят от готовности к сотрудничеству и поиска выгодного баланса интересов всех сторон на политическом уровне. 4.2 ДОПОЛНЕНИЯ К ПРАВОВОЙ БАЗЕ, РАЗРАБОТАННОЙ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ В РЕГИОНЕ Системные операторы Казахстана и России подписали в конце 2009 г. соглашение, определяющее правила урегулирования почасовых отклонений трансграничных перетоков, договоренность о ежедневном обмене электроэнергией и сверку данных коммерческого учета. Взаимные услуги, такие как регулирование частоты (мощности), предоставляемые Волжской ГЭС (Россия), и транзит электроэнергии через сеть Казахстана, которые раньше основывались на бартерных отношениях перешли в плоскость коммерческих отношений. Позднее в 2010 г. Казахстан подписал соглашение с Россией о параллельной работе. Данное соглашение 7 предусматривает следующий объем санкционированных почасовых отклонений: : • 250.718 МВт в период: с 1 мая 2010 г. по 30 сентября 2010 г.; • 300.718 МВт в период: с 1 октября 2010 г. по 30 апреля 2011 г.; • 200.718 МВт в период: с 1 мая 2011 г. по 30 сентября 2011 г.; • 300.718 МВт в период: с 1 октября 2011 г. по 31 декабря 2011 г.; • 250.718 МВт в период: с 1 января 2012 г. по 30 апреля 2011 г.; • 150.718 МВт в период: с 1 мая 2012 г. по 30 сентября 2012 г.; • 250.718 МВт в период: с 1 октября 2012 г. по 31 декабря 2012 г. • 150.718 МВт, начиная с 1 января 2013 г. Согласно мнению представителей Координационного диспетчерского центра (КДЦ), объем отклонений должен распределяться между Казахстаном и другими странами ЦА. Ожидается, что для Казахстана достаточно половины данного объема; остальной объем будут разделять Кыргызская Республика, Узбекистан и Таджикистан. Казахстан оплачивает согласованные отклонения российской стороне по цене балансирующего рынка России. Поскольку в остальных странах региона ЦА рынок электроэнергии отсутствует, отсутствует также и возможность прямой трансляции почасовых цен. Для упрощения процесса принятия решений, ожидается, что Казахстан будет вести переговоры только с Кыргызской Республикой, которая в свою очередь будет достигать соглашений об объемах и ценах отклонений с Узбекистаном и Таджикистаном. На данный момент вторичный контроль частоты в регионе обеспечивается Россией. Однако отклонения перетоков от согласованного режима не допускаются. Таким образом, во избежание поручения всего объема задачи России, страны ЦАЭС намереваются осуществлять регулирование частоты в регионе самостоятельно: стороны, заинтересованные в услугах по регулированию, заключают договоры или ведут переговоры с соседними странами, которые имеют возможность предоставления таких услуг. Кроме соглашений, подписанных странами ЦАЭС, каждая страна стремится к развитию договорных отношений с другими странами региона. В случае Узбекистана, предоставление услуг регулирования электроэнергии основано на межправительственном соглашении с Таджикистаном и двустороннем договоре с энергосистемой Кыргызской Республики. 4.3 СУЩЕСТВУЮЩАЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КООРДИНАЦИЯ В ЦАЭС. Практика эксплуатационной координации в регионе изменилась в результате растущего уровня дезинтеграции. КДЦ «Энергия» сохраняет свои функции. Однако, по мнению представителей стран, его роль изменилась с непосредственной эксплуатационной координации на консультационную роль для Национальных диспетчерских центров ЦАЭС. Обмен данными между диспетчерскими центрами все еще осуществляется через КДЦ «Энергия», который собирает 7 Включены отклонения по Северному Казахстану, Актюбинск, Западному Казахстану (Арытау, Аксай, Уральск). Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 25 MERCADOS EMI данные об энергосистемах ЦА, получаемые от всех Национальных диспетчерских центров. Торговля продолжается, даже учитывая тот факт, что на данный момент отсутствует обмен электроэнергией между отдельными странами ЦАЭС, а также существенно сократился объема импорта-экспорта в регионе. Общей характерной чертой стран Центральной Азии является устаревшее оборудование (срок эксплуатации более 20 лет) и программное обеспечение Национальных диспетчерских центров и КДЦ «Энергия». Только Казахстан является исключением, установив в 2005 г. новую систему SCADA. Новая система осуществляет мониторинг и сбор информации. Мониторинг осуществляется практически в режиме реального времени (задержка 30 секунд). Вопрос модернизации и/или замены технических систем в регионе сейчас обсуждается в каждой стране. Однако решения откладываются по причине дефицита финансовых ресурсов. 4.4 СУЩЕСТВУЮЩИЙ ОБМЕН ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ В ЦАЭС. Информация о фактических перетоках в ЦАЭС-5 в 2010 г. представлена в таблице ниже. Эти показатели основаны на данных, предоставленных представителями стран. Таблица 2 – Обмен электроэнергией в ЦАЭС в 2010 г. Перетоки в (ГВт ч) 2010 Южный Кыргызскую Таджикистан Туркменистан Узбекистан Казахстан Республику Южного Казахстана X 0 0 0 0 Перетоки из (ГВт ч) Кыргызской 850 X N/A 0 N/A Республики Таджикистана 0 75* X 0 0 Туркменистана 0 0 0 X 0 Узбекистана 0 0 360 0 X *- данные получены за январь - март 2010 г. Последние события в отношении Казахстана и Кыргызской Республики. Казахстан и Кыргызская Республика подписали соглашения о параллельной работе. • Кыргызская Республика продает электроэнергию Южному Казахстану и предоставляет услуги по регулированию частоты. В соответствии с информацией, предоставленной Министерством энергетики и новых технологий Казахстана, данные услуги оплачиваются. • Цена на электроэнергию, экспортируемую из Кыргызской Республики в Казахстан, также включает водоснабжение Казахстана в ирригационных целях. • Цена на услуги по контролю частоты не разглашается. • Избыток электроэнергии в Кыргызской Республике в 2010 г. составляет не менее 2,8 ТВт ч. Суммарный согласованный объем поставки из Кыргызской Республики в Южный Казахстан составляет около 1,85 ТВт ч/год в соответствии с договором на текущий год. Ежедневно поставляется 7 ГВт ч. Поставка 4 ГВт ч в Кызыл-Ордынскую и Чимкентскую области сейчас обсуждается. В данной ситуации также остается неразрешенным транзитный вопрос с Узбекистаном. Планируется поставка дополнительно 2 ГВт ч электроэнергии в Талды-Курганскую область (недалеко от Алма-Аты). Важно отметить, что ежегодный объем поставки распределен неравномерно, в зависимости от сезона, при этом средний коэффициент нагрузки составляет 0,4. Переход от энергоснабжения из Северного Казахстана на поставки от электростанций Кыргызстана положительно влияет на колебания перетоков на Российско-Казахской границе. Последние события в отношении Кыргызской Республики и других стран-участников ЦАЭС. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 26 MERCADOS EMI • На данный момент отсутствует обмен электроэнергией между Казахстаном и Туркменистаном. Однако в январе 2011 г. ожидается начало экспорта электроэнергии Туркменистаном в Чимкентскую область (Казахстан) через Узбекистан (ПС Сердар – Каракуль). Общее соглашение уже достигнуто. Объемы и цены еще предстоит согласовать. Предусматривается продажа электроэнергии на границе с Туркменистаном – ПС Сердар. Все переговоры и договоренности в связи с транзитом через Узбекистан должны проводиться Казахской стороной, что отражает один из экспортных принципов энергетического сектора Туркменистана: доставка электроэнергии по территории страны, при этом все условия транзита через другие страны, в случае необходимости, должны разрешаться покупателем. • Сравнительно небольшой объем перетоков из Таджикистана в Кыргызскую Республику обусловлен возвратом внепланового отбора из энергосистемы Кыргызстана в 2009 г. • Узбекистан предоставляет услуги по транзиту Кыргызской Республике на основании соответствующих договоров, которые предусматривают возможность транзитных перетоков с юга на север Кыргызской Республики через территорию Узбекистана. С другой стороны, Кыргызская Республика предоставляет 160 МВт мощности Токтогульской ГЭС в целях регулирования частоты на бесплатной основе. Основной проблемой остается обеспечение нулевого сальдо перетоков на конец месяца. • На данный момент отсутствуют договоренности о поставках электроэнергии между Кыргызской Республикой и Узбекистаном. К примеру, в июле 2010 г. был зафиксирован нулевой баланс электроэнергии. Следует отметить, что имеет место незначительный технический обмен электроэнергией между двумя системами на протяжении дня. Необходимо учитывать существование возможности взаимозачета договорного и реального объема поставки электроэнергии в конце каждого месяца. • С ноября 2009 г. Таджикистан отделился от региональной системы передачи путем отключения обеих линий 500 кВ Гузар – Регар и Сурхан –Регар. Однако Узбекистан продолжает осуществлять энергоснабжение отдаленных регионов на севере Таджикистана. Ежегодный объем поставок в эти регионы составляет около 360 ГВт ч через ЛЭП 220 кВ и 110 кВ. Базовым условием поставок в данные регионы является авансовый платеж за каждые следующие 10 дней поставок. Разногласия между Таджикистаном и Узбекистаном. • Как отмечено выше, водный и электроэнергетический вопросы тесно взаимосвязаны в Центральной Азии. В апреле 2010 г. Таджикистан и Узбекистан не смогли достигнуть соглашения относительно управления водными ресурсами Кайраккумского водохранилища. В июне 2010 г. не была поставлена вода в Узбекистан в ирригационных целях. Основным пунктом разногласий стал бесплатный транзит через территорию Узбекистана в Таджикистан в зимний период. Соглашение относительно экспорта из Таджикистана через сеть Узбекистана не было достигнуто. 4.4.1 НОВЫЕ ТОРГОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ. Анализ демонстрирует, что ситуация с параллельной работой ЦАЭС является нестабильной. Страны стремятся к поиску других возможностей обеспечения энергоснабжения потребителей и экспорта избыточной мощности. Основной тенденцией в регионе является экспорт в южные страны, в частности Афганистан, Иран, Турцию и возможно, в будущем, в Пакистан. По результатам детальной оценки на основании официальных источников экспорт электроэнергии из Узбекистана в Афганистан является затруднительным. Однако неофициальные источники предоставляют информацию о получении Афганистаном более 1 ТВт ч электроэнергии от Узбекистана. Как сообщает «Узбекэнерго», Афганистан иногда нарушает договорные условия поставки электроэнергии, не принимая согласованные объемы. Такая ситуация приводит к нестабильности сети Узбекистана. Поиск нетехнического решения может включать судебные разбирательства и наложение штрафных санкций. Однако на данный момент такой вопрос Узбекской стороной не поднимался. Представители энергетического сектора Узбекистана выражают обеспокоенность относительно способности потребителей Афганистана оплачивать электроэнергию по окончанию срока субсидий финансовых учреждений. Однако в соответствии с последней информацией финансовая помощь Афганистану от АБР будет увеличена с 350 млн. дол. США до 500 млн. дол. США. По причине избытка электроэнергии, вырабатываемой в летний период, Таджикистан чрезвычайно заинтересован в увеличении объема экспорта в Афганистан. Часть ЛЭП 220 кВ со Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 27 MERCADOS EMI стороны Таджикистана, соединяющая две страны, практически завершена. Однако часть ЛЭП со стороны Афганистана все еще находится в процессе строительства, и дата завершения неизвестна. Межсистемная линия Афганистан – Туркменистан состоит из двух линий 110 кВ, которые на данный момент перегружены. Эти линии используются для поставки электроэнергии из Туркменистана в Афганистан. Кроме рынка Афганистана, Туркменистан также нашел новые экспортные возможности на таких рынках как Иран и Турция. Две ЛЭП 220 кВ соединяют Туркменистан и Иран, позволяя Туркменистану экспортировать электроэнергию. Иран в свою очередь предоставляет услуги по регулированию частоты для энергосистемы Туркменистана (250 МВт). Однако существующие линии 220 кВ значительно перегружены. Поэтому планируется строительство новой ЛЭП 400 кВ от Марийской ТЭС до границы с Ираном. Туркменистан ежегодно экспортирует 70-80 МВт ч в Турцию, с транзитом через Иран. Объем экспорта, предусмотренный договором с Турцией, является согласованным базовым объемом, с возможностью отклонений на 20% в обоих направлениях. На данный момент Туркменистан поставляет электроэнергию до турецкой границы. Однако с 2011 г. передача электроэнергии будет гарантироваться только до границы Туркменистана с Ираном. Турции придется вести переговоры об условиях транзита с Ираном. Таким образом, энергосистемы Таджикистана и Туркменистана отключены от ЦАЭС и функционируют в изолированном режиме. Чем дольше будет продолжаться изолированная эксплуатации, тем сложнее будет синхронизация с ЦАЭС. По мнению экспертов «Кувват» (Туркменистан) на данный момент отсутствует техническая возможность параллельной работы Туркменистана с Узбекистаном и другими странами ЦАЭС, поскольку энергосистема изменила линию, соединяющую Туркменистан с этими странами. Технические возможности ЦАЭС необходимо изменить в соответствии с последними изменениями; для этого понадобятся дополнительные инвестиции в передающую сеть. Возобновление соединения с двумя вышеупомянутыми энергосистемами станет существенным преимуществом для всей системы ЦАЭС, благодаря увеличению резервов и возможностей регулирования частоты. Учитывая сложившуюся политическую обстановку в регионе ЦА, страны на данный момент прилагают значительные усилия для обеспечения своей энергетической безопасности путем формирования национальных сетей и поиска новых возможностей экспорта электроэнергии. Международная торговля электроэнергией нацелена главным образом на страны Южной Азии. Такое «одностороннее» развитие сети значительно затрудняет не только оптимизацию и модернизацию региональных энергетических систем ЦА, но и возможности достижения двусторонних договоренностей между странами ЦА в части использования водных и энергетических ресурсов. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 28 MERCADOS EMI 5 СИЛЬНЫЕ И СЛАБЫЕ СТОРОНЫ, ВОЗМОЖНОСТИ И УГРОЗЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. SWOT-анализ – это метод, используемый для оценки сильных и слабых сторон, возможностей и угроз определенных стратегий или проектов. В данном разделе представлен график SWOT в целях стратегической оценки совместной эксплуатации ЦАЭС. Данный анализ учитывает как региональные, так и страновые аспекты. Основные компоненты SWOT-анализа: • Сильные стороны – внутренние характеристики системы, способствующие параллельной работе. • Слабые стороны – внутренние характеристики системы, которые могут привести к неблагоприятным последствиям, при параллельной работе энергосистем. • Возможности – благоприятные внешние условия, которые могут возникнуть и могут способствовать достижению договоренности странами ЦАЭС о параллельной работе. • Угрозы – внешние условия, которые могут оказать негативное влияние на сотрудничество стран в энергетическом секторе и привести к снижению вероятности достижения соглашения о параллельной работе ЦАЭС. 5.1 СИЛЬНЫЕ СТОРОНЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ Сильные стороны параллельной работы в регионе ЦАЭС: 1. Оптимальное использование природных ресурсов: a. Уменьшение сброса воды b. Снижение объема потребления органического топлива, особенно в странах, имеющих ограниченные гидроэнергетические ресурсы. 2. Оптимальная диспетчеризация и сбалансированная структура генерации обеспечивают оптимизацию работы каждой энергосистемы в отельности. 3. Эффективное функционирование тепловой генерации. 4. Снижение потребностей в инвестициях. 5. Использование развитой региональной сети. 6. Снижение числа отключения элементов сети, а также снижение экономических убытков в результате отключений. 7. Повышение надежности энергоснабжения в регионе, поскольку страны не зависят исключительно от собственных генерирующих ресурсов. 8. Уменьшение необходимого вторичного резерва региональной системы. 9. Благоприятные условия для привлечения новых инвестиций. Упрощение торговли электроэнергией в регионе увеличивает уверенность в окупаемости новых проектов. Сильные стороны параллельной работы для каждой страны ЦАЭС. С точки зрения отдельных стран, параллельная работа обеспечивает следующие преимущества: 10. В Кыргызской Республике и Таджикистане спрос на электроэнергию обеспечивается главным образом за счет водных ресурсов. Однако возможна оптимизация затрат, если Узбекистан или Южный Казахстан смогут использовать электроэнергию, вырабатываемую гидроэлектростанциями этих стран, для перевода основных генерирующих мощностей в режим базовой нагрузки (наиболее оптимальный уровень нагрузки, даже в непиковые часы, с точки зрения потребления топлива: каждые 4% удельной нагрузки приводят к снижению потребления топлива на 1%). 11. С другой стороны, Кыргызская Республика и Таджикистан достигнут повышения надежности энергооснабжения своих потребителей. Анализ демонстрирует, что различия в цене на электроэнергию в ЦАЭС обеспечивают преимущества параллельной эксплуатации. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 29 MERCADOS EMI 12. Казахстан и Узбекистан, являясь «самодостаточными» энергетическими системами с точки зрения суммарной генерирующей мощности, смогут решить проблемы оптимизации перетоков электроэнергии, обеспечения пиковых нагрузок в утренние и вечерние часы, перераспределения резервов мощности и т. п. 13. Таджикистан и Кыргызская Республика: a. Расширение экспортных возможностей: возможность экспорта на рынок Казахстана и Узбекистана. Более эффективное управление водными ресурсами, отсутствие сброса воды. b. Отсутствие дефицита электроэнергии в засушливые периоды. Обеспечение максимальной нагрузки зимнего периода. c. Сокращение потребностей в срочных инвестициях в генерирующие и передающие мощности. 14. Таджикистан: a. Отсутствие дефицита электроэнергии в отдаленных регионах, поскольку энергоснабжение этих регионов может осуществляться Узбекистаном. b. Возможность импорта электроэнергии из Туркменистана. c. Возможность ведения переговоров об оплате транзитных услуг с Узбекистаном. d. Новые возможности экспорта электроэнергии в Казахстан и Россию. 15. Кыргызская Республика: a. Возможность энергоснабжения потребителей в южных регионах. b. Покрытие дефицита электроэнергии на севере. 16. Узбекистан: a. Сокращение потребностей в инвестициях в передающие и генерирующие мощности. b. Услуги по регулированию, предоставляемые Кыргызской Республикой и Таджикистаном. c. Снижение потерь газа и износа оборудования ТЭС при обеспечении ежедневной пиковой нагрузки за счет генерации Кыргызской Республики и Таджикистана. d. Разрешение проблем в связи с регулированием частоты. e. Сокращение объема потребеления органического топлива. 17. Южный Казахстан: a. Возможность получения услуг по регулированию и электроэнергии от Кыргызской Республики. b. Отсутствие проблем в связи с перегрузкой и ограничениями ЛЭП 500 кВ Север – Юг. Снижение потерь. 5.2 СЛАБЫЕ СТОРОНЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ С точки зрения отдельных стран, слабые стороны параллельной работы связаны с предполагаемым риском в соседних странах: 1. Потенциальный риск, связанный с нарушением договоренностей другими сторонами. 2. Потенциальный риск, вызванный возможными аварийными ситуациями в соседних странах (который компенсируется возможностью поддержки со стороны других стран). Недостатком описанной выше ситуации станет возможное прекращение энергоснабжения, которое приведет к негативным социальным последствиям и экономическим убыткам. 5.3 ВОЗМОЖНОСТИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ Три важных вопроса могут значительно способствовать достижению договоренностей о совместной эксплуатации ЦАЭС: Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 30 MERCADOS EMI 1. Транзитные/таможенные вопросы; 2. Импортные/экспортные вопросы; 3. Электроэнергетические и водные вопросы (необходимо комплексное решение). Возможно компромиссное решение, при котором Кыргызская Республика и Таджикистан смогут корректировать выработку гидроэлектроэнергии, в целях удовлетворения ирригационных потребностей Казахстана и Узбекистана. Разрешение вышеупомянутых вопросов будет способствовать обмену электроэнергией в регионе, что приведет к укреплению связей между странами и станет благоприятным для параллельной работы в ЦАЭС. 5.4 УГРОЗЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЕ 1. Национальная энергетическая безопасность, главным образом независимость от внешних источников. При отсутствии возможности полагаться на генерацию соседних стран, энергетическая безопасность приобретает первостепенную важность. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 31 MERCADOS EMI 6 КАЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЦАЭС Региональная инфраструктура ЦАЭС была построена как интегрированная система, использующая распределенные ресурсы оптимальным образом. Представители энергетических секторов стран Центральной Азии соглашаются, что с технической точки зрения, нетрудно восстановить параллельную работу системы; параллельная работа обеспечивает преимущества и возможности для всех участников. Представители энергетических секторов стран Центральной Азии отмечают обширный перечень преимуществ в результате параллельной работы региональной сети, а именно: 1. Оптимальное использование первичных ресурсов, способствующее: a. снижению объема потребления природного газа/угля и b. предотвращению сброса воды в сезон избытка электроэнергии. Ситуация в отношениях Узбекистана и Таджикистана свидетельствует об очевидных экономических убытках вследствие изолированной работы энергосистем, по причине неоптимального использования первичных энергетических ресурсов. Каждый летний день Таджикистан теряет около 50 ГВт ч электроэнергии, которая могла бы реализовываться по цене 0.02 дол. США/кВт ч, что составляет 1 млн. дол. США. Тепловая производительность газовых электростанций составляет 2 839.2 Мкал/МВт ч, их готовность к эксплуатации составляет максимум 70%. При условии возможности продажи газа, сэкономленного за счет импорта гидроэлектроэнергии из Таджикистана (к примеру, по базовой цене России на газ, которая составляет 0.01323 дол. США/Мкал), возможна экономия не менее 2.7 млн. дол. США. Это означает, что в летний период (на основании данных 2010 г.) ежедневный эффект от параллельной работы только для Таджикистана-Узбекистана может составить 1 млн. дол. дополнительного дохода со стороны Таджикистана и 2.7 млн. экономии со стороны Узбекистана, что является взаимовыгодным для обеих сторон. 2. Сбалансированная структура генерации и оптимальная диспетчеризация непосредственно связаны с предыдущим пунктом. Параллельная работа энергосистем обеспечивает возможность оптимизации генерирующих мощностей и повышение эффективности функционирования тепловой генерации, которая использует преимущества различий в предельных затратах. С учетом будущих перспектив, развитая региональная сеть способствует развитию возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и низкозатратной диспетчеризации со стороны генерации. Использование ВИЭ будет более оптимальной, что обеспечит увеличение преимуществ в результате экспорта избыточного объема электроэнергии. 3. Еще одним преимуществом параллельной работы, которое необходимо отметить на данном этапе, является оптимизация графика нагрузки в ЦАЭС. Следует отметить, что в регионе ЦАЭС-4 существует 2 часовых пояса (4 GMT и 5 GMT). Графики ниже демонстрируют, что ежедневные пиковые нагрузки попадают на различные часы в странах ЦАЭС-4. Графики построены для часового пояса 5 GMT. Рис. 7 – Профиль нагрузки в ЦАЭС-4. Характерный зимний день. Профиль нагрузки на 16 декабря 16 2009 Кыргызстан МВт Южный Казахстан Таджикистан Узбекистан часы Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 32 MERCADOS EMI Рис. 8 – Профиль нагрузки в ЦАЭС-4. Характерный летний день. Профиль нагрузки на 16 июня 2009 Кыргызстан МВт Южный Казахстан Таджикистан Узбекистан часы Рис. демонстрирует суммарную кривую нагрузки ЦАЭС-4. Таблица ниже заполнена на основе данных по характерным зимним/летним дням. На основании Таблица 3 очевидно, что при изолированной работе, странам необходимо 14 658 МВт и 11 800 МВт мощности в зимний и летний период соответственно. Однако в условиях параллельной работы, потребность в располагаемой мощности снижается до 14 527 МВт и 11 598 МВт, соответственно. Таким образом, региональная торговля является выгодной для всех стран-участниц. Таблица 3 – Необходимая мощность для обеспечения ежедневной пиковой нагрузки в странах ЦАЭС-4. Кыргызская Южный ЦАЭС-4 ЦАЭС-4 Таджикистан Узбекистан Республика Казахстан изолировано совместно Ежедневный пик 2 731 1 741 2 758 7 428 14 658 14 527 зимнего периода Ежедневный пик 1 193 1 147 2 585 6 875 11 800 11 598 летнего периода 4. С технической точки зрения параллельная работа способствует развитию ВИЭ, обеспечивая возможность экспорта избытка в страны, обладающие значительным потенциалом ВИЭ: a. Таджикистан и Кыргызская Республика – гидроэнергетические ресурсы, b. Казахстан и Узбекистан – могут развивать потенциал в сфере ветровой и солнечной энергии, полагаясь при этом на структуру энергетических мощностей соседних стран. Другими словами, параллельная работа энергетической системы в регионе обеспечивает дополнительные стимулы для инвестиций в производство электроэнергии на основе возобновляемых источников. 5. Повышение надежности энергооснабжения в регионе в целом и в каждой из стран Центральной Азии в частности, поскольку страны не будут зависеть исключительно от собственных генерирующих мощностей, а смогут также полагаться на мощности соседних стран. 6. Расширение энергосистемы обеспечит повышение параметров надежности. Уменьшится количество отключений элементов сети, а также снизятся экономические убытки в результате отключений. С другой стороны, погашение небалансов в системе станет проще. Энергосистемы Таджикистана и Кыргызской Республики малы и располагают гибкими гидроэнергетическими ресурсами. Энергосистема Узбекистана достаточно крупная и характеризуется значительной зависимостью от Талимарджанской ТЭС, при выходе из строя которой немедленно падает частота. Она обеспечивает около 10% пикового спроса в Узбекистане. 7. Уменьшение потребности в услугах по регулированию, поскольку страны могут совместно использовать резервы. Показатели в таблице ниже получены на основании методики определения необходимого резерва для регулирования частоты и перетоков электроэнергии в СНГ. Страны СНГ утвердили данный подход к расчетам в 2006 г. Таблица 4 содержит информацию о минимально необходимом резерве для стран ЦАЭС в Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 33 MERCADOS EMI случае изолированной работы. Знак плюс и минус показывает необходимость в возможности дополнительной нагрузке или разгрузке электростанции на определенное значение. Таблица 4 – Необходимый вторичный резерв при изолированной эксплуатации. Страна Вторичный резерв, МВт Южный Казахстан ±73 Кыргызская Республика ±62 Таджикистан ±84 Туркменистан ±47 Узбекистан ±164 В случае совместной эксплуатации, уменьшается необходимость во вторичном резерве. Таблица ниже содержит показатели для изолированной и параллельной работы ЦАЭС. Расчет по изолированной эксплуатации проводился путем сложения вторичных резервов каждой из стран-участниц ЦАЭС (см. Таблица 5). Расчет по параллельной работе проводился на основании аналогичной методики, учитывая, что три, четыре или пять стран представляют единый регион. Таблица 5 – Необходимый вторичный резерв при параллельной работе. Вторичный резерв при Вторичный резерв при изолированной работе, МВТ параллельной работе, МВт ЦАЭС-3 ±299 ±234 ЦАЭС-4 ±383 ±274 ЦАЭС-5 ±430 ±293 Где: • ЦАЭС-3 включает Узбекистан, Кыргызскую Республику и Южный Казахстан • ЦАЭС-4 включает Узбекистан, Кыргызскую Республику, Южный Казахстан и Таджикистан • ЦАЭС-5 включает Узбекистан, Кыргызскую Республику, Южный Казахстан, Таджикистан и Туркменистан На основании сравнения в Таблице 5 можно сделать вывод о том, что при параллельной работе необходимый вторичный резерв в любом случае уменьшается в 1.5 раза. 8. Упрощение удовлетворения потребностей в регулировании, благодаря различиям в структуре генерации. К примеру, гидроэлектростанции Таджикистана и Кыргызской Республики могут регулироваться для поддержания наиболее эффективных режимов тепловых электростанций (для регулирования 0.1 Гц требуется 1 МВт (корректировка частоты) в Таджикистане). Для Узбекистана и Казахстана данный подход сложно внедрить, и такое внедрение связано с высокими затратами. С другой стороны, участники объединенной сети могут оказывать друг другу взаимную поддержку в аварийных ситуациях. Возможно повышение уровня надежности энергоснабжения с наименьшими затратами, если все участники смогут использовать дешевую электроэнергию, при наличии (к примеру, гидроэлектроэнергию и электроэнергию других ВИЭ), таким образом, минимизируя потребление топлива и обеспечивая сокращение выбросов углекислого газа. 9. Сокращение потребностей в инвестициях благодаря существованию развитой региональной сети. Возможно более эффективное использование действующих генерирующих мощностей в отдельных странах региона. Также возможна оптимизация новых инвестиций в сектор генерации и передачи, благодаря сотрудничеству стран, являющихся крупными импортерами и стран, имеющих экспортные возможности. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 34 MERCADOS EMI 10. Возможность реализации проектов регионального масштаба, которые являются слишком крупными для одной страны. Экспортные возможности являются причиной решений об инвестициях в крупные региональные проекты. Даже при низком внутреннем спросе, при наличии развитой региональной сети передачи и в условиях стабильной среды в регионе, всегда существуют возможности экспорта электроэнергии в регионе и за его пределами. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 35 MERCADOS EMI 7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЦАЭС. Представители ЦАЭС согласны в обсуждениях качественных преимуществ параллельной работы в регионе. Результаты математической модели развития, в которой осуществляется оптимизация издержек в энергосистеме, и где все страны ЦАЭС были представлены как взаимосвязанные узлы с собственной генерацией и потреблением, также свидетельствуют о преимуществах регионального сотрудничества. Результаты моделирования демонстрируют возможность экономии около 1.6 млрд. дол. США за первые три года при параллельной работе энергосистем стран ЦАЭС. Оптимальная диспетчеризация, а также более эффективное функционирование тепловой генерации (по сравнению с вариантом изолированной работы) являются главным источником экономии. Единственным условием, необходимым для достижения такой экономии, является возможность межгосударственных перетоков в регионе. В течение первых трех лет параллельной работы отсутствует необходимость каких-либо дополнительных инвестиций. Кроме того, в странах ЦАЭС повысится безопасность энергооснабжения, которую можно выразить в объеме недоотпуска электроэнергии. В соответствии с результатами моделирования, при параллельной работе возможна дополнительная экономия более 0,5 млрд. дол. США, по сравнению с изолированной работой. Можно сделать вывод о возможности экономии более 2.1 млрд. дол. США в период 2010 – 2012 гг., при достижении странами ЦАЭС соглашения о совместной эксплуатации системы. 7.1 МЕТОДИКА Для расчета эффекта параллельной работы предлагается провести моделирование и последующее сравнение затрат на эксплуатацию сети на основании двух различных вариантов: • Параллельная работа энергосистем; • Отсутствие межсистемных линий передачи между всеми странами; Было принято решение о разработке двух вышеупомянутых вариантов для сценариев ЦАЭС-5 и ЦАЭС-4, где: • ЦАЭС-5 соответствует сценарию, когда все пять стран региона принимают участие в параллельной работе энергетических систем; • ЦАЭС-4 соответствует сценарию, когда энергосистема Туркменистана не принимает участия в параллельной работе энергосистем других стран региона. Возможна разработка большего количества ситуаций, в зависимости от уровня дезинтеграции в ЦАЭС, однако два предложенных сценария являются наиболее вероятными и обеспечивают возможность достаточно точной оценки для получения вывода об общих преимуществах параллельной работы в регионе для всех участников. Методика включает следующие этапы: • Сбор данных. • Подготовка сценариев: ключевые переменные факторы для определения сценариев планирования генерации и передачи: ожидаемый рост нагрузки, топливные затраты, капитальные затраты на передающие и генерирующие мощности, ставка дисконтирования и эксплуатационные показатели. • Этап планирования оптимального развития, в рамках которого при помощи модели выбирается возможный план. Исходные данные и переменные факторы, определяющие сценарий, перечень всех возможных электростанций и линий, инвестиционные ограничения, такие как наиболее ранний и наиболее поздний срок принятия решения, обязательные проекты, взаимоисключающие проектные ограничения и др. Результат включает перечень сроков начала эксплуатации для всех избранных проектов (электростанции и ЛЭП). Модель предоставляет результат по эффективности системы и значение затрат на эксплуатацию системы. План оптимального развития был получен при помощи запатентованной модели ORDENA, которая является инструментом расчетов для определения развития с наименьшими затратами (электростанции и ЛЭП) мультирегиональной гидро-тепловой системы. Модель учитывает Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 36 MERCADOS EMI особенности эксплуатации системы, такие как переменный характер речного потока, ограничения выбросов загрязняющих веществ, ограничения минимальной мощности и т. п. Важно отметить, что методика на основании модели позволяет выбрать оптимальный путь развития электроэнергетического сектора8, в отличие от других методик, основанных на анализе альтернатив развития, которые не могут обеспечить достижение оптимального решения. Можно продемонстрировать, что рентабельность всех проектов, выбранных моделью, выше или равна ставке дисконтирования, используемой для расчета чистых текущих затрат на обеспечение нагрузки. Таким образом, все проекты, выбранные моделью ORDENA, являются экономически целесообразными. Результаты модели ORDENA для генерации и передачи должны быть целесообразными также с технической точки зрения. Среди прочего, ORDENA предоставляет информацию о балансе электроэнергии, ожидаемой надежности системы, ожидаемых краткосрочных и долгосрочных ценах на электроэнергию, выбросах загрязняющих веществ и потреблении первичных ресурсов. Описание модели ORDENA содержится в Приложении II к данному отчету. 7.2 ОСНОВНЫЕ ПРЕДПОЛОЖЕНИЯ И СБОР ДАННЫХ 7.2.1 МОДЕЛИРОВАНИЕ ЦАЭС Пять стран Центральной Азии соединяются реками Сырдарья и Амударья: Кыргызская Республика, Казахстан, Таджикистан, Туркменистан и Узбекистан. Целью анализа является определение плана развития секторов генерации и передачи электроэнергии с наименьшими затратами, учитывая следующее: • Три варианта работы: параллельная работа ЦАЭС-5, ЦАЭС-4 и изолированная работа энергосистемы каждой из пяти стран. • Горизонты планирования: 2010 -2013 гг. Несмотря на то, что целью анализа является определение инвестиционных решений на следующие 2-3 года, необходимо учитывать долгосрочную перспективу, что позволяет оценить эффективность плана на протяжении всего срока эксплуатации. В целях ограничения количества переменных факторов, модель учитывает не все года периода 2010-2031. Проводился анализ восьми лет, представляющих более длительный период, как продемонстрировано в таблице, представленной ниже: Таблица 6 – Горизонты планирования. Год в Представляемый модели период 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2022 2021-2023 2024 2024-2026 2029 2027-2031 • Реальные энергосистемы: внутренний спрос, существующие генерирующие и передающие мощности, межсистемные линии электропередачи. 8 В данном случае на основе возможных проектов, предоставленных странами, существуют миллиарды альтернатив развития. Только при помощи модели возможно выбрать оптимальную альтернативу. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 37 MERCADOS EMI • Прогноз цен на топливо и доступности топлива. • Прогнозы нагрузки. • Производство электроэнергии из возобновляемых источников для различных сценариев (к примеру, объем выработки электростанций в среднем, в сухой и влажный сезон). • План развития генерации и передачи для каждой страны (т. е. национальные Генеральные планы). Модель региональной оптимизации (ORDENA) определила дополнительные мощности к мощностям, включенным в графики развития, предоставленные странами. • Перечень возможных электростанций и трансграничных ЛЭП для обеспечения дополнительного развития с наименьшими затратами в целях обеспечения спроса с наименьшими затратами9. Следует отметить, что Планы развития, разработанные в каждой из стран ЦАЭС, охватывают соответствующую часть горизонта планирования. Таким образом, в рамках этого периода результаты Планов развития направлены, главным образом, на оптимизацию региональной торговли электроэнергией путем реализации проектов регионального масштаба в сфере генерации или путем определения оптимального развития трансграничной пропускной способности. Рис. 9 – Центрально-Азиатская Энергетическая Система. На Рис. представлены все страны ЦАЭС. Практически все страны предоставили необходимые данные, за исключением прогноза цен на топливо и доступности топлива, прогнозов нагрузки, различных сценариев производства возобновляемых (гидроэнергетических) источников энергии. Отсутствующие данные были заполнены на основании ряда предположений, описанных ниже. Пять узлов модели соответствуют странам Центральной Азии (Кыргызская Республика, Южный Казахстан, Таджикистан, Туркменистан и Узбекистан) с учетом их производства и потребления электроэнергии. Был также введен дополнительный узел, представляющий Северный Казахстан. Предполагается, что даже в случае изолированной работы Северный и Южный Казахстан будут продолжать работать параллельно. Виды топлива различны для генерирующих объектов каждого узла: уголь, природный газ, тяжелая нефть или мазут, гидроэнергия. Категория газовое топливо включала две подкатегории, 9 В случае, если страна не предоставила достаточного количества возможных мощностей (и импорта электроэнергии) для обеспечения внутреннего спроса, консультант дополнял модель стандартизованными генерирующими установками на основе различных технологий. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 38 MERCADOS EMI в зависимости от эффективности топлива: парогазовые турбины и газовые турбины с открытым циклом. Узлы каждой из стран соединяются ЛЭП 500 кВ и 220 кВ. Передающие и генерирующие мощности в модели классифицировались на три категории: • Существующие: объекты, функционирующие на данный момент или находящиеся в процессе строительства, с датой ввода в эксплуатацию до 2010 г. • Запланированные: объекты, включенные в Генеральные планы стран, которые буду введены в эксплуатацию с 2010 по 2029 гг. Модель учитывала данные объекты как существующие, начиная с известной даты ввода в эксплуатацию. • Возможные: ряд объектов, решение о расположении и сроках установки которых, принималось моделью. Модель оценивала возможных кандидатов на основании: o Инвестиционных и эксплуатационных затрат, o Наиболее ранней даты ввода в эксплуатацию, и o Ожидаемого объема выработки возобновляемых источников. Модель выбирала определенные объекты, если они являлись частью альтернативы развития с наименьшими затратами10. Для построения возможных сценариев развития учитывались существующие планы развития. В случае отсутствия планов развития, использовалось предположение о стандартных возможных объектах развития, в зависимости от топливных ресурсов, которыми располагает каждая из стран. В модели осуществляется оптимизация издержек на период 2010 – 2031 гг. Ключевыми вопросами, оказывающими значительное влияние на результаты, являются цены на топливо и доступность топлива в рамках всего горизонта планирования. К сожалению, отсутствуют достоверные прогнозы цен на топливо и/или доступности топлива на столь длительный период. Любые попытки составления подобных прогнозов приведут к сомнительным и/или субъективным результатам. Поэтому в рамках предлагаемого подхода используются постоянные цены на протяжении всего горизонта планирования, и проводится последующий анализ чувствительности для оценки достоверности результатов. 7.2.2 ГИДРОЛОГИЯ. Река Сырдарья и гидрологические условия играют определяющую роль в ЦАЭС. Две из пяти стран ЦАЭС имеют значительную долю генерации за счет гидроэнергетических ресурсов. Рассматривались три сценария для каждого сезона: сухой, средний и влажный. Определение и вероятность данных сценариев оказывает значительное влияние на возможные планы, в конечном итоге выбираемые моделью. Сценарий сухого сезона тесно связан с суммарной установленной мощностью, необходимой для обеспечения пикового спроса, другие сценарии играют важную роль при выборе структуры генерации с наименьшими затратами для поставки общего объема потребляемой электроэнергии. Более детальное описание данных аспектов представлено ниже. Гидрологические сценарии и исторические данные за последние 15 лет были получены только от Кыргызской Республики. По причине отсутствия данных по каждой из стран, и поскольку во всех странах ЦАЭС протекают одни и те же реки, было принято решение об использовании данных по Кыргызской Республике для всех стран, учитывая различный объем выработки электроэнергии за счет гидроэнергетических ресурсов в каждой стране. 7.2.3 ПРОФИЛЬ НАГРУЗКИ Спрос рассматривался как не имеющий взаимосвязи с гидрологическими условиями. Профили нагрузки, представленные на Рис. 7 и Рис 8. в Разделе 6, соответствуют двум характерным дням последнего года: 16 декабря 2009 г. и 16 июня 2010 г. Предполагается, что на протяжении каждого дня сезона форма кривой нагрузки остается неизменной; соответствующим образом изменяется только высота (максимальная ежедневная нагрузка). Следует отметить, что ежемесячное распределение потребления электроэнергии должно соответствовать имеющимся в наличии историческим данным. 10 В случае, если страна не предоставила достаточного количества возможных мощностей для обеспечения внутреннего спроса в рамках национального плана или перечня возможных кандидатов, модель дополнялась стандартизованными генерирующими установками на основе различных технологий Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 39 MERCADOS EMI Поскольку от Туркменистана не были получены данные, в целях моделирования использовалось предположение о форме кривой нагрузки аналогично Узбекистану, с уменьшением до известного уровня пиковой нагрузки, имевшей место в Туркменистане. В модели ежемесячный срос представлен пятью блоками. Для определения блоков спроса для каждой страны и сезона 2010 была разработана следующая процедура: • Сложение ежегодных почасовых профилей нагрузки всех стран ЦАЭС для получения регионального спроса. • Получение кривой продолжительности нагрузки для каждой страны и месяца (с дифференциацией на зимний и летний период). • Определение блоков нагрузки для каждой страны и сезона следующим образом: o Для каждого сезона получение блоков нагрузки регионального спроса на основании кривой продолжительности нагрузки. o Продолжительность пикового блока составляет 1 час, и его пиковая мощность равна пиковой мощности, умноженной на (1 + % резерва мощности). Данный коэффициент резерва изначально принимался на уровне 10%, с последующей итерационной корректировкой по каждой стране для достижения целевого показателя надежности, учитывая необходимый среднесрочный и горячий резерв. o Продолжительность следующих четырех блоков составляет 119, 120, 240 и 240 часов. Необходимо учитывать, что ежегодный объем электроэнергии должен соответствовать прогнозам нагрузки. o Получение блоков нагрузки для каждого сезона и страны и их сопоставление в вертикальном масштабе, таким образом, чтобы при сложении блоков нагрузки каждой страны результат соответствовал блокам нагрузки, полученным на региональном уровне. Продолжительность блоков B1, B2, B3, B4 и B5 составляет: 1, 119, 120, 240 и 240 часов соответственно, что составляет 720 часов в месяц. 7.2.4 ПРОГНОЗ НАГРУЗКИ Суммарный объем электроэнергии и пиковая нагрузка по каждой стране представлены ниже. Данные получены на основании прогноза Кыргызской Республики до 2025 г. По причине отсутствия данных по остальным странам ЦАЭС рост максимальной нагрузки и суммарный ежегодный объем потребления принималось на одинаковом уровне по всему региону Центральной Азии. Таблица 7 – Прогнозируемый спрос на электроэнергию, ГВт ч / год. Кыргызская Северный Южный Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан, Год Республика, ГВт ч Казахстан, ГВт ч Казахстан, ГВт ч ГВт ч ГВт ч ГВт ч 2010 9 875 63 001 15 153 16 079 12 960 50 139 2011 10 629 67 809 16 309 17 306 13 949 53 966 2012 11 383 72 618 17 466 18 533 14 938 57 792 2013 12 136 77 426 18 622 19 760 15 928 61 619 2014 12 890 82 234 19 779 20 987 16 917 65 445 2015 13 644 87 043 20 935 22 215 17 906 69 272 2016 14 115 90 048 21 658 22 982 18 524 71 664 2017 14 586 93 054 22 381 23 749 19 142 74 056 2018 15 057 96 060 23 104 24 516 19 761 76 448 2019 15 528 99 065 23 827 25 283 20 379 78 840 2020 15 999 102 071 24 550 26 050 20 997 81 232 2022 51 591 329 137 79 162 84 000 67 708 261 940 2025 57 001 363 647 87 463 92 808 74 807 289 405 2029 108 065 689 418 165 816 175 949 141 822 548 667 Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 40 MERCADOS EMI Таблица 8 – Прогнозируемая пиковая нагрузка в ЦАЭС, МВт. Кыргызская Северный Южный Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан, Год Республика, ГВт ч Казахстан, ГВт ч Казахстан, ГВт ч ГВт ч ГВт ч ГВт ч 2010 2 236 9 625 2 721 3 223 2 182 7 598 2011 2 406 10 359 2 928 3 469 2 348 8 178 2012 2 577 11 094 3 136 3 715 2 515 8 758 2013 2 747 11 829 3 344 3 961 2 681 9 337 2014 2 918 12 563 3 551 4 207 2 848 9 917 2015 3 089 13 298 3 759 4 453 3 014 10 497 2016 3 195 13 757 3 889 4 607 3 118 10 860 2017 3 302 14 216 4 019 4 760 3 222 11 222 2018 3 409 14 675 4 148 4 914 3 326 11 585 2019 3 515 15 134 4 278 5 068 3 430 11 947 2020 3 622 15 594 4 408 5 222 3 535 12 310 2022 3 893 16 761 4 738 5 613 3 799 13 231 2025 4 301 18 519 5 235 6 201 4 198 14 618 2029 4 893 21 065 5 955 7 054 4 775 16 629 7.2.5 СУЩЕСТВУЮЩИЕ И ЗАПЛАНИРОВАННЫЕ ГЕНЕРИРУЮЩИЕ ОБЪЕКТЫ Как описано выше, существующие и запланированные генерирующие объекты представлены по технологиям для каждой страны региона. Таблица 9 – Существующая генерация в странах ЦАЭС. Страна - узел Уголь, МВт Газ, МВт ПГТУ, МВт Мазут, МВт ГЭС, МВт Кыргызская Республика 340 340 0 0 2 910 Северный Казахстан 13 618 846 0 0 1 734 Южный Казахстан 2 314 0 143 0 530 Таджикистан 0 198 0 198 4 706 Туркменистан 0 4 536 0 0 9 Узбекистан 480 9 659 0 480 1 420 Среди основных запланированных объектов в период 2010-2012 гг.: • Мойнакская ГЭС (300 МВт) в Южном Казахстане; • 2-й блок Камбаратинской ГЭС-2 (120 МВт) в Кыргызской Республике; и • ГЭС «Сангтуда-2» (220 МВт) в Таджикистане. Модель ORDENA предполагает, что эти объекты будут установлены и готовы к эксплуатации в год, запланированный в соответствующих Планах развития. Модель ORDENA оценивает оптимальную диспетчеризацию данных электростанций. Предполагается, что Рогунская ГЭС (3600 МВт) в Таджикистане, Камбаратинская-1 ГЭС (1900 МВт) и 3-й энергоблок Камбаратинской-2 ГЭС (120 МВт) в Кыргызской Республике будут введены в эксплуатацию после 2014 г. 7.2.6 ВОЗМОЖНЫЕ ПРОЕКТЫ Данные о возможных проектах предоставлены странами. Модель учитывает инвестиции, топливные и эксплуатационные затраты для определения целесообразности и сроков ввода в эксплуатацию таких проектов. Для обеспечения спроса до 2029 г. в модель были включены дополнительные стандартизованные возможные объекты на основе различных технологий (дополнительно к предоставленным возможным объектам). Технологии, используемые в каждой стране, представлены в таблице ниже. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 41 MERCADOS EMI Таблица 10 – Стандартные возможные электростанции по странам. Страна-узел Уголь, МВт Газ, МВт ПГТУ, МВт Мазут, МВт ГЭС, МВт Кыргызская Республика X X X Северный Казахстан X X X Южный Казахстан X X X Таджикистан X X X Туркменистан X X Узбекистан X X В основном, начало эксплуатации стандартных возможных электростанций ожидается после 2013 г. 7.2.7 ТОПЛИВНЫЕ ЗАТРАТЫ И ДОСТУПНОСТЬ ТОПЛИВА Для некоторых стран региона учитывались топливные ограничения, по причине неравномерного распределения природных ресурсов. Было принято решение об использовании альтернативных затрат на основе цен «нетбэк» России на уголь, нефть, нефтепродукты и природный газ. Отсутствие данных о ценах на топливо, предоставленных странами, и возможность экспорта топлива в Россию обусловили решение об использовании российских цен в качестве базовых, что по нашему мнению является оптимальной оценкой реальных топливных затрат в странах ЦАЭС. Таблица 11 – Прогноз цен на топливо в ЦАЭС. Газ (дол. Уголь (дол. Мазут (дол. Год США/Мкал*) США/Мкал*) США/Мкал*) 2010 0.0133 0.0093 0.0160 2011 0.0168 0.0118 0.0202 2012 0.0178 0.0125 0.0214 2013 0.0191 0.0134 0.0229 2014 0.0203 0.0143 0.0245 2015 0.0247 0.0173 0.0297 2016 0.0259 0.0182 0.0311 2017 0.0263 0.0184 0.0316 2018 0.0266 0.0186 0.0320 2019 0.0270 0.0189 0.0324 2020 0.0314 0.0220 0.0377 2022 0.0314 0.0220 0.0377 2025 0.0314 0.0220 0.0377 2029 0.0314 0.0220 0.0377 * 1 Мкал = 3 969 британских тепловых единиц 7.2.8 ИНФОРМАЦИЯ О ПЕРЕДАЮЩЕЙ СЕТИ. Данные о существующих межсистемных линиях между странами-узлами основаны на информации, предоставленной странами. Модель включает только ЛЭП 220 кВ и 500 кВ. Региональная интеграция предусматривает необходимость строительства дополнительных межсистемных линий передачи в целях совместного использования ресурсов и максимизации социального благополучия всего региона. Затраты на строительство новых линий и подстанций основаны на международных справочных показателях. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 42 MERCADOS EMI Таблица 12 – Инвестиционные затраты. Линии (дол. США/км) Уровень напряжения Инвестиционные (кВ) затраты 500 606 580 220 412 490 Подстанции (дол. США/блок) Уровень напряжения Инвестиционные (кВ) затраты 500 1 414 920 220 932 620 Трансформаторы (дол. США/МВА) Справочный показатель 13 000 7.3 РЕЗУЛЬТАТЫ. 7.3.1 ОБЪЕДИНЕННАЯ СИСТЕМА ЦАЭС-5. При моделировании ЦАЭС-5 в качестве объединенной энергетической системы, между странами- узлами существуют перетоки, направленные на минимизацию затрат. Объем электроэнергии, передаваемой из одного узла в другой, представлен в таблицах ниже. Рис. 10 – Объединенная система ЦАЭС-5. Наблюдается тенденция экспорта из Северного Казахстана в Южный Казахстан с последующим ре-экспортом электроэнергии в остальные регионы ЦАЭС. После ввода в эксплуатацию новых запланированных электростанций в ЦАЭС, данный объем замещается за счет повышения объема обмена электроэнергией в ЦАЭС. Узбекистан и Южный Казахстан становятся главными импортерами электроэнергии, которые закупяют электроэнергию у Кыргызской Республики, Таджикистана и Северного Казахстана. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 43 MERCADOS EMI Таблица 13 – Перетоки в 2010 г., ГВт ч. Перетоки в (ГВт ч) Северный Южный Кыргызскую 2010 Казахстан Казахстан Республику Таджикистан Туркменистан Узбекистан Северного X 15 406 0 0 0 0 Перетоки из (ГВт ч) Казахстана Южного 150 X 6 639 0 0 13 625 Казахстана Кыргызской 0 152 X 293 0 7 888 Республики 0 0 16 X 0 5 049 Таджикистана 0 0 0 0 X 0 Туркменистана 0 60 0 619 614 X Узбекистана Таблица 14 – Перетоки в 2011 г., ГВт ч. Перетоки в (ГВт ч) Северный Южный Кыргызскую 2011 Казахстан Казахстан Республику Таджикистан Туркменистан Узбекистан Северного X 14 479 0 0 0 0 Перетоки из (ГВт ч) Казахстана Южного 118 X 5 260 0 0 13 167 Казахстана Кыргызской 0 156 X 343 0 6 976 Республики 0 0 10 X 0 4 831 Таджикистана 0 0 0 0 X 0 Туркменистана 0 38 0 728 711 X Узбекистана Таблица 15 - Перетоки в 2012 г., ГВт ч. Перетоки в (ГВт ч) Северный Южный Кыргызскую 2012 Казахстан Казахстан Республику Таджикистан Туркменистан Узбекистан Северного X 12 562 0 0 0 0.0 Перетоки из (ГВт ч) Казахстана Южного 265 X 4 504 0 0 11 937 Казахстана Кыргызской 0 170 X 301 0 5 937 Республики 0 0 12 X 0 4 829 Таджикистана 0 0 0 0 X 0 Туркменистана 0 73 0 710 740 X Узбекистана 7.3.2 ОБЪЕДИНЕННАЯ СИСТЕМА ЦАЭС-4. При моделировании ЦАЭС-4 в качестве объединенной энергетической системы, отсутствует обмен электроэнергией с энергосистемой Туркменистана, однако существуют перетоки между странами-узлами, направленные на минимизацию затрат. Объем электроэнергии, передаваемой из одного узла в другой, представлен в таблицах ниже. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 44 MERCADOS EMI Рис. 11 – Объединенная система ЦАЭС-4. По сравнению со сценарием ЦАЭС-4, объем обмена электроэнергией ниже, поскольку Туркменистан не принимает участия в параллельной работе энергосистем в регионе. Узбекистан и Южный Казахстан остаются главными импортерами электроэнергии, при этом Кыргызская Республика, Таджикистан и Северный Казахстан сохраняют роль экспортеров в ЦАЭС-4. Таблица 16 – Перетоки в 2010 г., ГВт ч Перетоки в (ГВт ч) Северный Южный Кыргызскую 2010 Казахстан Казахстан Республику Таджикистан Туркменистан Узбекистан Северного X 15 040 0 0 0 0 Перетоки из (ГВт ч) Казахстана Южного 175 X 6 493 0 0 13 238 Казахстана Кыргызской 0 162 X 293 0 7 743 Республики 0 0 40 X 0 4 994 Таджикистана 0 0 0 0 X 0 Туркменистана 0 83 0 619 0 X Узбекистана Таблица 17 - Перетоки в 2011 г., ГВт ч. Перетоки в (ГВт ч) Северный Южный Кыргызскую 2011 Казахстан Казахстан Республику Таджикистан Туркменистан Узбекистан Северного X 13 958 0 0 0 0 Перетоки из (ГВт ч) Казахстана Южного 157 X 5 208 0 0 12 591 Казахстана Кыргызской 0 171 X 343 0 6 902 Республики 0 0 12 X 0 4 814 Таджикистана 0 0 0 0 X 0 Туркменистана 0 70 0 728 0 X Узбекистана Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 45 MERCADOS EMI Таблица 18 - Перетоки в 2012 г., ГВт ч Перетоки в (ГВт ч) Северный Южный Кыргызскую 2012 Казахстан Казахстан Республику Таджикистан Туркменистан Узбекистан Северного X 12 239 0 0 0 0 Перетоки из (ГВт ч) Казахстана Южного 310 X 4 467 0 0 11 384 Казахстана Кыргызской 0 217 X 299 0 5 836 Республики 0 0 12 X 0 4 829 Таджикистана 0 0 0 0 X 0 Туркменистана 0 120 0 712 0 X Узбекистана 7.3.3 НЕОБЪЕДИНЕННЫЕ СИСТЕМЫ ЦАЭС-5 И ЦАЭС-4. В случае отсутствия объединенной системы, все линии передачи считаются отключенными, и страны вынуждены осуществлять дополнительные инвестиции в энергетический сектор для обеспечения надлежащего уровня надежности энергоснабжения. Однако эксплуатация внутренней передающей сети между северной и южной частью Казахстана продолжается. Рис. 12 – Разъединенная система ЦАЭС. 7.3.4 СРАВНЕНИЕ. ПРЕИМУЩЕСТВА ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ. Экономия затрат на эксплуатацию сети. Оценка затрат представлена ниже. Суммарные системные затраты включают затраты на эксплуатацию сети и инвестиционные затраты на строительство новых объектов. Затраты на эксплуатацию сети составляют основную часть суммарных затрат и обеспечивают основной объем экономии, возможной в условиях совместной эксплуатации ЦАЭС: • ЦАЭС-5: 1 682 млрд. дол. США; • ЦАЭС-4: 1 640 млрд. дол. США. Графики ниже демонстрируют, что на протяжении первых лет затраты на эксплуатацию сети увеличиваются, а в 2016 г. ожидается снижение затрат. Данная тенденция объясняется новыми инвестициями в генерирующие и передающие мощности до 2016 г. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 46 MERCADOS EMI Рис. 1 – Тенденция суммарных затрат на эксплуатацию сети в ЦАЭС-5. Затраты на эксплуатацию сети (млн. дол. США) Объединенная Не объединенная система Таблица ниже содержит сравнение затрат в условиях параллельной и изолированной работы ЦАЭС-5. Общий объем экономии затрат за первые три года составляет 1 682 млрд. дол. США. Таблица 19 – Затраты на эксплуатацию сети для ЦАЭС-5. Объединенная система, млн. Необъединенная система, млн. дол. Экономия, млн. дол. Год дол. США США США 2010 4 835 5 327 492 2011 6 022 6 612 590 2012 6 369 6 969 600 В случае параллельной работы ЦАЭС-4, общая тенденция аналогично ЦАЭС-5 сохраняется. После ввода в эксплуатацию возможных проектов, обеспечивается оптимизация региональной диспетчеризации, при возможности целесообразного обмена электроэнергией. Рис. 2 - Тенденция суммарных затрат на эксплуатацию сети в ЦАЭС-4. Затраты на эксплуатацию сети (млн. дол. США) Объединенная Не объединенная система Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 47 MERCADOS EMI По причине отсутствия обмена электроэнергией с Туркменистаном, затраты на эксплуатацию системы при параллельной работе ЦАЭС-4 незначительно превышают затраты в соответствии со сценарием ЦАЭС-4 (5). Суммарный объем экономии затрат за первые три года составляет 1 640 млрд. дол. США. Таблица 20 – Затраты на эксплуатацию сети для ЦАЭС-4. Год Объединенная система, млн. Необъединенная система, млн. дол. Экономия, млн. дол. дол. США США США 2010 5 824 6 307 483 2011 6 657 7 234 577 2012 8 527 9 107 580 Экономия обусловлена более эффективным использованием ресурсов (топлива и гидроэнергетических ресурсов). Данный факт четко наблюдается на графике ниже, где средняя предельная стоимость электроэнергии в первые годы на 10% ниже при параллельной работе, по сравнению с ценой при изолированной работе. Рис. 3 – Тенденция средней предельной стоимости электроэнергии в ЦАЭС. Предельная стоимость электроэнергии в Центральной Азии ЦАЭС-5 объединенная система центов/кВт/ч ЦАЭС-4 объединенная система+Туркменистан Изолированная система год Предельная стоимость электроэнергии увеличивается с увеличением спроса на электроэнергию и цен на топливо (см. допущения моделирования), с учетом того факта, что в период 2010 – 2013 гг. не планируется ввод новых мощностей. Наблюдается тенденция увеличения экономии со временем, что объясняется увеличением объемов торговли между странами и возможностью оптимизации структуры генерации. В 2012 г. предельная стоимость электроэнергии в ЦАЭС-5 будет меньше, чем стоимость в соответствии со сценарием ЦАЭС-4. В данном случае возможна наиболее эффективная оптимизация региональной структуры генерации. В 2013 г. предельная стоимость уменьшится по причине ввода в эксплуатацию новых гидроэнергетических объектов, что приведет к сокращению использования тепловых электростанций. Таким образом, в 2013 г. ожидается снижение стоимости электроэнергии. Повышение надежности энергоснабжения. Кроме снижения эксплуатационных затрат в ЦАЭС, в регионе произойдет повышение надежности энергоснабжение в случае параллельной работы (ЦАЭС-5/ЦАЭС-4). В качестве количественного выражения повышения надежности был рассчитан объем недоотпуска электроэнергии для всех сценариев. Поскольку в соответствии со сценариями ЦАЭС-4 и ЦАЭС-5 существует возможность трансграничной торговли, недоотпуск электроэнергия отсутствует, и страны могут обеспечить региональный спрос совместными усилиями. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 48 MERCADOS EMI Если страны примут решение об изолированной работе, в первые годы появляется определенный объем недоотпуска электроэнергии (см. показатели ниже). Суммарный объем недоотпуска электроэнергии в первые три года ожидается быть равным 2 654 ГВт ч. Основной причиной является отсутствие инвестиций стран в новые генерирующие мощности до 2014 г., за исключением проектов, запланированных в рамках Национальных генеральных планов (см. допущения моделирования). Таблица 21 – Объем недоотпуска электроэнергии при изолированной работе. Год Объем недоотпуска электроэнергии (ГВт ч) 2010 823 2011 908 2012 923 Если представить объем недоотпуска электроэнергии в денежном выражении (к примеру, по цене 200 дол. США/МВт ч), параллельная работа обеспечивает дополнительную экономию 530.8 млн. дол. США за первые три года, по сравнению с изолированной эксплуатацией. На основании показателей выше можно сделать вывод о возможности экономии более 1.6 млрд. дол. США за первые три года, в случае «бездействия» стран ЦАЭС, при этом обеспечив возможность импорта и экспорта в регионе. В данном случае отсутствует необходимость в инвестициях. Экономия обусловлена более эффективным использованием ресурсов (топлива и гидроэнергетических ресурсов). Кроме того, в случае параллельной работы, повышается надежность энергоснабжения в регионе, что обеспечивает дополнительную экономию около 0.5 млрд. дол. США за первые три года согласно расчетам. Можно сделать вывод о возможности экономии более 2.1 млрд. дол. США в период 2010-2012 гг., при достижении странами ЦАЭС договоренности о параллельной работе энергосистем. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 49 MERCADOS EMI 8 СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОБЛЕМЫ НА РЕГИОНАЛЬНОМ УРОВНЕ С технической и экономической точки зрения, параллельная работа является выгодной для всех участников. Однако существует ряд причин, препятствующих достижению договоренности о параллельной работе между странами. Такие причины включают препятствия в связи с водными и топливными вопросами, несанкционированным отбором электроэнергии, отсутствием договоренности о механизме транзита и таможенными проблемами, отсутствием прозрачности в энергетическом секторе большинства стран и ограниченными финансовыми ресурсами. Анализ технических параметров всей региональной системы свидетельствует о возможности более тесного технического сотрудничества. Однако дальнейший нетехнический анализ свидетельствует о том, что значительным препятствием на пути регионального сотрудничества является отсутствие политической воли. Такая ситуация обусловлена рядом причин. Ниже представлено описание основных проблем в регионе, выявленных в рамках данного анализа: 1. Затруднения в энергоснабжении отдельных регионов: энергосистемы северного Кыргызстана, Алматинской области и отдельных отдаленных зон Таджикистана. Электрическая сеть ЦАЭС 220-500 кВ, имеющая кольцевую структуру (с частично введенной в эксплуатацию второй кольцевой структурой), обеспечивает энергооснабжение большинства потребителей, однако вышеупомянутые регионы нуждаются в дополнительных инвестициях. 2. В регионе существует проблема с поставками топлива, которая приводит к снижению располагаемой мощности. Кыргызская Республика и Таджикистан вынуждены импортировать топливо из соседних стран. В результате роста цен на топливо, эти страны не могут обеспечить все свои потребности. В соответствии с существующей практикой договоры на поставку топлива являются частью межгосударственных соглашений. На практике такие договоры регулируют отношения в сфере поставок водных, газовых и электроэнергетических ресурсов. Такие образом, в случае проблем в связи с достижением договоренностей по водным вопросам, это отражается на условиях поставки топлива и электроэнергии, и наоборот. Таджикистан и Кыргызская Республика должны отдельно включать цену на топливо в стоимость электроэнергии. По мнению экспертов КДЦ «Энергия», генерирующий сектор Кыргызской Республики способен справиться с проблемами в связи с поставками топлива без содействия ОМС Кыргызстана (ОАО «НЭСК»). Исключение топливного вопроса из межправительственных соглашений (см. Раздел, посвященный эксплуатационной и нормативно-правовой базе) может стать приемлемым решением для достижения договоренности о совместной эксплуатации ЦАЭС. 3. Неоднородность в таможенном законодательстве. Документ, содержащий предложение о методике расчета оплаты за услуги по транзиту, был ратифицирован всеми странами ЦАЭС, за исключением Узбекистана. С точки зрения правительства Узбекистана, электроэнергия является товаром, и даже за транзитные товары предусмотрена оплата определенной пошлины. Однако до сих пор у страны отсутствует четкая позиция относительно размера такой таможенной пошлины. 4. Водные вопросы. Каждая из четырех стран региона имеет различные интересы соотносительно использования водных ресурсов совместно используемых рек: для одних стран это единственный источник электроэнергии, который необходимо хранить вплоть до дефицитного зимнего периода, для других вода необходима в ирригационных целях. Поскольку водный вопрос входит в состав межправительственных соглашений, необходимо достижение взаимовыгодного баланса интересов. 5. Строительство Рогунской и Камбаратинской-1,2 ГЭС. Строительство Камбаратинской-1 ГЭС обеспечит возможность контролировать весь объем воды р. Сырдарья. Кыргызская Республика, в свою очередь, не предоставляет странам, расположенным вниз по течению, обязательств о предотвращении нарушения их экономических и социальных интересов в результате хранения воды в летние месяцы, когда необходима ирригация. Поэтому необходимо достижение договоренности по вопросу использованию водных ресурсов. По мнению соседей Таджикистана, строительство Рогунской ГЭС приведет к изменениям в экосистеме региона. Будет изменено течение реки, в результате чего дополнительные территории Узбекистана и Туркменистана будут нуждаться в искусственной ирригации. С точки зрения Таджикистана, строительство Рогунской ГЭС является единственным путем преодоления существующего дефицита электроэнергии в стране. Единственным Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 50 MERCADOS EMI негативным аспектом в связи со строительством Рогунской ГЭС является необходимость первоначального наполнения водохранилища. После этого река станет полностью регулируемой, что будет способствовать достижению предварительных договоренностей между странами Центральной Азии. 6. Существующая система релейной защиты и противоаварийной автоматики не адаптирована к потребностям растущей электроэнергетической сети. Вследствие изначальной структуры объединенной региональной сети, при наращивании генерирующей или передающей мощности одной из стран необходимо учитывать необходимость модернизации автоматической системы противоаварийной защиты во всем регионе. Существующая система автоматической противоаварийной защиты в ЦАЭС состоит из устаревшего, морально изношенного оборудования. 7. Отсутствие системы коммерческого учета является причиной ухудшения качества эксплуатации ЦАЭС. Приборы учета, используемые на данный момент, устарели и не соответствуют международным требованиям. 8. Нарушение предварительно согласованных ежедневных графиков в ЦАЭС, а также проблема неплатежей. Часто случается ситуация, когда оператор энергосистемы, столкнувшейся с аварийной ситуацией, должен провести оплату за объем несанкционированного отбора электроэнергии. Если такая оплата проводится в рамках того же месяца, в соответствии с существующими договоренностями между странами, штрафные санкции не предусмотрены. В случае задержки, энергосистема, столкнувшаяся с аварийной ситуацией, должна оплатить больший объем электроэнергии, чем потребленный объем. Взаимозачет долгов и бартерные отношения являются стандартной практикой в Центральной Азии. Однако для стран, имеющих сезонный избыток/дефицит электроэнергии, такие договорные условия являются однозначным стимулом к отбору электроэнергии из энергосистемы соседней страны в условиях дефицита, с возвратом в период избыточной выработки электроэнергии. В прошлом такие неблагоприятные стимулы служили источником дополнительных конфликтов в ЦАЭС. В целях ограничения подобной практики необходимо предложение других форм договоренностей. 9. Отсутствие прозрачности в энергетическом секторе стран ЦАЭС. Прозрачность эксплуатации, доступа третьих сторон и т. п. являются важными и необходимыми компонентами целесообразного участия в каком-либо региональном рынке электроэнергии. Энергетический сектор большинства стран является вертикально интегрированным. Только Казахстан провел либерализацию энергетического сектора и недавно внедрил рыночные механизмы. В остальных странах ЦАЭС реформы внутреннего регулирования и отрасли (контроль, корпоративное управление) не проводились или находятся на начальном этапе. 10. Регулирование частоты и мощности в ЦАЭС. Как описано в разделе, посвященном эксплуатационной и нормативно-правовой базе, Казахстан осуществляет эксплуатацию своей системы параллельно с Россией. При совместной эксплуатации ЦАЭС, все платежи за услуги по регулированию, предоставляемые Россией Центральной Азии, должны разделяться остальными странами ЦАЭС. Необходимо достижение соглашения между Казахстаном и остальными странами региона. 11. В странах СНГ ограничены денежные и финансовые ресурсы для развития энергетического рынка (органического топлива и электроэнергии). В результате дефицита инвестиций мощный гидроэнергетический потенциал Таджикистана и Кыргызской Республики не используется эффективным образом. Устаревшее и неэффективное оборудование тепловых электростанций также нуждается в модернизации и значительных дополнительных инвестициях. 12. Снижение потребления в базовой нагрузки, по причине кризисной ситуации в промышленном секторе. Практически все потребление сосредоточено в бытовом секторе, что обуславливает увеличение потребности в услугах по регулированию, которые необходимо импортировать из Узбекистана и Южного Казахстана. Эти проблемы являются основными, они определены в процессе обсуждений с представителями энергетического сектора каждой из стран региона. Пути разрешения отмеченных в данном разделе проблем будут представлены ниже, в разделе, содержащем предлагаемые решения. Следует отметить, что ни одна из стран региона не получит преимуществ при изолированной эксплуатации. В случае распада ЦАЭС, неблагоприятные последствия затронут все страны ЦА в большей или меньшей степени. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 51 MERCADOS EMI 9 РЕШЕНИЯ Одной из главных проблем является недостаточная уверенность участников ЦАЭС в преимуществах параллельной работы. Для восстановления доверия необходимо преодоление негативных результатов совместной эксплуатации, воспринимаемых странами-участницами ЦАЭС, которые в основном связаны с несанкционированным отбором электроэнергии, проблемами надежности энергооснабжения и негативным влиянием транзита. Возможно предложение ряда мероприятий, предусматривающих различный уровень затрат и сроков реализации. Предлагаемые мероприятия можно подразделить на три категории (этапа): 1. Мероприятия, внедрение которых возможно в краткосрочной перспективе при сравнительно невысоких затратах (до 1 млн. дол. США). Целью является развитие региональной торговли электроэнергией до максимального уровня, возможного с учетом существующих межсистемных линий, однако без внесения изменений во внутреннее регулирование и организацию стран-участниц ЦАЭС. Важно отметить, что обязательства стран об изменении внутренней организации энергетического сектора обычно оказывают негативное влияние на их заинтересованность в присоединении к региональному рынку. Большинство преимуществ трансграничной торговли возможно достигнуть без изменения внутреннего регулирования/организации. Единственным критическим вопросов для создания регионального рынка является готовность стран к участию. 2. Мероприятия, направленные на достижение среднесрочных целей при среднем уровне затрат (1-10 млн. дол. США). На данном этапе необходимо достижение определенного уровня гармонизации нормативно-правовой базы, что не предусматривает изменения организации национальных энергетических секторов. 3. Укрепление системы передачи и генерации, что предусматривает длительный подготовительный период и значительный объем инвестиций (сотни миллионов дол. США). В целях оптимизации использования новых объектов, участникам ЦАЭС необходима гармонизация нормативно-правовой базы в целях создания эффективного регионального энергетического рынка. Что касается Этапа 1, основной целью является разрешение проблем, послуживших причиной отказа стран ЦАЭС от параллельной работы. Целесообразным является реализация таких мероприятий КДЦ «Энергия», при участии представителей всех участников ЦАЭС. Данные мероприятия должны предусматривать следующие цели: 1. Организация семинаров для выявления (воспринимаемых) недостатков параллельной работы. Определение срочных мер по устранению таких недостатков (вероятна возможность устранения большинства таких недостатков на первом этапе). Демонстрация преимуществ параллельной работы в количественном выражении. 2. Оптимизация зональной системы управления, направленная на сокращение несанкционированных перетоков (отклонений). Вероятно целесообразным станет полный пересмотр первичного контроля частоты и координации АРЧМ, в целях выявления причин большого объема несанкционированных перетоков и реализации корректирующих мероприятий. 3. Создание методики урегулирования/компенсации отклонений. Несмотря на целесообразность методики на основе компенсаций, учитывая сложности в установлении справедливой цены на отклонения, такая компенсация должна отражать затраты на производство электроэнергии (реальные производственные затраты, баланс спроса/предложения и т. п.). По мере изменения ситуации (и соответственно затрат на производство электроэнергии) каждый час, цена на непредусмотренные отклонения должна также устанавливаться на почасовой основе. Таким образом, электроэнергия должна компенсироваться в то же время, когда произошло отклонение (к примеру, если отклонение произошло в пиковые часы рабочего дня, компенсация должна проводиться в другой рабочий день, также в пиковые часы). 4. Пересмотр координации системы защиты, чтобы перебои в работе системы одной из стран не приводили к отключениям в других странах ЦАЭС. 5. Необходим комплексный анализ потока и стабильности нагрузки на уровне отдельных стран и региона в целом, для выявления существующих проблем и определения подходящего решения. 6. В соответствии с последним регламентом, согласованным странами СНГ, каждая страна должна поддерживать: Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 52 MERCADOS EMI a. Согласованное сальдо перетоков b. Согласованный резерв для регулирования частоты и мощности. В случае нецелесообразности обеспечения резервов в целях регулирования с технической или экономической точки зрения, системный оператор может подписать соглашения с соседними странами о предоставлении услуг по первичному регулированию частоты, что является распространенной практикой (к примеру, в странах Балтии). Для разукрупненного энергетического сектора, как в Казахстане, возможно также введение системы требований по мощности. На практике подобная система внедрена на рынке Пенсильвания – Нью-Джерси – Мэриленд на восточном побережье США, где она нормально функционирует. Данная система предусматривает требования для энергосбытовых компаний о закупке определенной доли резервной мощности. Доля определяется регулятором, таким образом выявляется спрос на резервную мощность. Затраты на обеспечение резервной мощности переносятся на потребителей энергосбытовыми компаниями, заключающими договоры на такую мощность. Резервная мощность обращается на рынке и может включать отключаемую нагрузку. 7. Определение видов коммерческих операций, соответствующих с действующими соглашениями о параллельной работе ЦАЭС (или в целом по СНГ), которые будут учитываться в графике КДЦ «Энергия». Изначально это будут двусторонние договоры, однако в среднесрочной перспективе должна быть обеспечена возможность краткосрочных операций на основании предельных затрат каждой энергосистемы. 8. Определение сроков предоставления информации о деятельности КДЦ «Энергия», которая будет включаться в ежедневную диспетчеризацию участников ЦАЭС. 9. Приобретение или разработка современного программного обеспечения для составления суточных региональных графиков. 10. Определение схемы взаимной поддержки в аварийных ситуациях, включая целесообразную цену на предоставляемую в рамках такой поддержки электроэнергию. Электроэнергия, поставляемая в такой ситуации в рамках системы поддержки в аварийной ситуации, должна оцениваться по цене, аналогичной цене отклонений для покрытия дополнительных потребностей энергосистемы, и должна оплачиваться пострадавшей в результате аварии энергосистемой. Финансовые расчеты за такую электроэнергию должны учитываться при формировании ежемесячных сальдо счетов. 11. Достижение договоренностей об устойчивой методике компенсации за транзит. Такая методика должна предусматривать компенсацию дополнительных потерь, обусловленных транзитом, а также затрат на изменение графика диспетчеризации, в случае, если транзит приводит к перегрузке в энергосистеме страны, через территорию которой осуществляется транзит. 12. Обучение и повышение квалификации персонала диспетчерских центров (КДЦ «Энергия» и национальных диспетчерских центров). 13. Усовершенствование и/или внедрение: a. Регионального сетевого кодекса (который должен отражать соглашения по вопросам, описанным в п. 2-4) b. Процедур урегулирования отклонений и финансовых расчетов (которые должны включать соглашения по вопросам, описанным в п. 3-5-6-7-10) c. Методики разрешения споров Создание механизмов и процедур, обеспечивающих оперативное, эффективное рассмотрение споров с низкими затратами, которое бы способствовало и обеспечивало принятие экспертных заключений и решений, а также соответствующих процессов разрешения споров в ЦАЭС. Это будет способствовать определению требований и механизмов, обеспечивающих недискриминационные и прозрачные процедуры разрешения споров в ЦАЭС. d. Методики принятия решений по вопросам регионального значения. 14. Должна обеспечиваться поддержка КДЦ «Энергия» со стороны всех национальных диспетчерских центров и/или операторов магистральной сети в проведении ежегодной оценки соответствия системы генерации и передачи. Оценка соответствия генерации направлена на определение возможности обеспечения внутренней нагрузки каждой страны за счет располагаемой мощности национальной Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 53 MERCADOS EMI энергосистемы. В рамках оценки соответствия системы передачи проводится анализ достаточности системы передачи для обеспечения возможности потенциального импорта и экспорта на основании национальных энергетических балансов отдельных стран, что обеспечивает повышение надежности ЦАЭС. 15. В либерализованных энергетических секторах (таких как Казахстан) возможно значительное сокращение инвестиционного риска в связи с пиковой мощностью за счет использования долгосрочных договоров. Кроме того, долгосрочные договоры являются источником информации об ожидаемом перспективном спросе на пиковую мощность для генерирующих компаний, поскольку энергосбытовые компании (закупающие электроэнергию от имени своих потребителей) будут раскрывать свой спрос на пиковую электроэнергию в процессе переговоров по таким договорам. Это обеспечит дополнительную информацию для генерирующих компаний и приведет, таким образом, к сокращению инвестиционного риска. Долгосрочные договоры также приведут к снижению ценовых колебаний, являющихся источником риска, как для генерирующих компаний, так и для потребителей. Важным дополнительным преимуществом долгосрочных договоров для потребителей станет устранение стимулов к изъятию мощности в периоды дефицита. Второй этап должен быть направлен на оптимизацию оборудования контроля и мониторинга, установку системы коммерческого учета, развитие региональной базы данных, содержащей технические, экономические и регулятивные данные, внедрение программного обеспечения для ежедневной диспетчеризации, изменения графика в режиме реального времени, расчетов по факту поставок, урегулирования отклонений и компенсации за услуги по транзиту. В рамках этого этапа КДЦ «Энергия» должен разработать региональный план для определения развития региональной системы передачи, обеспечивающий оптимизацию параллельной работы энергетических систем стран ЦАЭС, включая взаимодействие с соседними странами. В процессе планирования также возможно определение целесообразного развития генерации на региональном уровне. Участникам ЦАЭС необходимо достигнуть договоренности относительно плана развития и плана мероприятий по его реализации. Третий этап должен быть направлен на развитие системы передачи, определенное в процессе планирования КДЦ «Энергия». Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 54 MERCADOS EMI ПРИЛОЖЕНИЕ I. ДИАГНОСТИКА ЦАЭС ПО СТРАНАМ. Узбекистан. Первичные ресурсы. Узбекистан обладает большими запасами топлива. Согласно оценке существующих природных ресурсов, потенциал Узбекистана составляет: • 1 873 млрд. м3 природного газа • 4 млрд. тонн угля За последние пятнадцать лет объем добычи нефти и газа существенно вырос, по сравнению с уровнем 1995 г., при этом объем добычи угля значительно сократился. На данный момент Узбекистан является одним из десяти крупнейших производителей газа в мире. Структура потребления первичных ресурсов включает 12% нефтепродуктов, 84% природного газа, 2% угля и 1% гидроэнергетических ресурсов. Электроэнергетический сектор. Энергетический сектор Узбекистана включает 10 тепловых электростанций и 28 гидроэлектростанций, общая установленная мощность составляет 12 453.7 МВт: 10 643 МВт – тепловые электростанции, 1 810.7 МВт – гидроэлектростанции. Эволюция установленной мощности страны представлена на диаграмме ниже. Рис. 4 – Установленная мощность Узбекистана. Установленная мощность Узбекистана МВт ТЭС ГЭС год Экономика Узбекистана зависит, главным образом, от топливных ресурсов. Новые цели энергетического сектора включают снижение объема потребления природного газа. В этих целях Ново-Ангренская ТЭС (суммарная установленная мощность 2 100 МВт, 5 энергоблоков) будет переведена на местное угольное топливо в круглогодичном режиме эксплуатации. Ожидается, что данное мероприятие обеспечит снижение эксплуатационных затрат. Однако это также приведет к необходимости постоянной эксплуатации Ново-Ангренской ТЭС в режиме постоянной (базовой) нагрузки. Передающая сеть. Сеть передачи Узбекистана была построена в эпоху Советского союза как часть региональной сети Центральной Азии. До недавнего времени структура сети предусматривала необходимость использования системы передачи Кыргызской Республики для энергоснабжения Ферганской долины Узбекистана. На данный момент, благодаря строительству второго кольца системы передачи, Узбекистан может обеспечивать энергоснабжение данного региона за счет собственных мощностей. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 55 MERCADOS EMI Узбекистан проводит строительство ЛЭП 500 кВ Ново-Ангренская ТЭС – ПС Узбекистанская, с целью создания собственного кольца 500 кВ полностью на территории Узбекистана. Ожидается, что ввод данной линии в эксплуатацию обеспечит разрешение проблемы сетевых перегрузок. Импорт-экспорт. При анализе истории импортно-экспортной политики Узбекистана за последние десять лет следует отметить ее сезонный характер: энергосистема Узбекистана импортировала дешевую гидроэлектроэнергию из Кыргызской Республики и Таджикистана в летний период и экспортировала избыточный объем электроэнергии (в среднем около 1 ТВт ч) в зимний период в Таджикистан. Рис. 5 - Импорт-экспорт в Узбекистане. С декабря 2009 г. эксплуатация энергосистемы Таджикистана осуществляется изолировано от других стран ЦАЭС. Узбекистан поставляет электроэнергию в отдаленные зоны на севере Таджикистана (в 2010 г. предусмотрена поставка 360 ГВт ч на основании двусторонних соглашений между странами). На данный момент Узбекистан также экспортирует электроэнергию в Афганистан. Критические проблемы. Практически весь объем электроэнергии вырабатывается тепловыми электростанциями, использующими в качестве первичного топлива природный газ. Страна не обладает значительным гидроэнергетическим потенциалом, а развитие возобновляемых источников энергии остается слишком дорогостоящим. Узбекистан может столкнуться с проблемами регулирования частоты и топливным обеспеченем, по причине высокой зависимости от высокозатратной тепловой генерации. Поскольку эксплуатация тепловых электростанций более эффективна в режиме базовой нагрузки, проблема дефицита мощности в целях регулирования становится первоочередным приоритетом, особенно, если целью является оптимизация затрат. Из всех гидроэлектростанций Узбекистана только Чарвакская ГЭС (620 МВт) и Ходжикентская ГЭС (150 МВт) могут предоставлять услуги по регулированию, при этом необходимая мощность составляет более 2500 МВт. Обычно система противоаварийной автоматики активируется 50-70 раз в день, что приводит к сбрасыванию нагрузки. Однако в течение последних 9 месяцев, с момента начала изолированной работы энергосистемы Таджикистана, число срабатываний систем противоаварийной автоматики возросло. В соответствии с двусторонними договорами между Кыргызской Республикой и Казахстаном, Токтогульская ГЭС покрывает 160 МВт дефицит мощности в Узбекистане. Если дефицит составляет более 160 МВт, он покрывается за счет собственных генерирующих мощностей или путем сбрасывания нагрузки. Таким образом, обмен электроэнергией между энергетическими системами Узбекистана и Кыргызской Республики возможен. В соответствии с действующими договорами, такой импорт электроэнергии должен возвращаться в рамках одного месяца для обеспечения согласованного баланса электроэнергии. При нарушении данного условия, Узбекистан должен дополнительно оплачивать электроэнергию, потребленную в пиковые часы. Попытки Узбекистана обеспечивать ежедневную пиковую нагрузку за счет собственных генерирующих мощностей приводят к значительным экономическим убыткам и износу оборудования ТЭС, поскольку ТЭС должны быть загружены предварительно за три часа. Установленная мощность энергосистемы Узбекистана обеспечивает возможность увеличения объема экспорта, который на данный момент ограничен по причине ограниченной доступности Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 56 MERCADOS EMI топлива и располагаемых генерирующих мощностей. Таким образом, целесообразным экономическим решением, обеспечивающим разрешение проблемы регулирования частоты и мощности, является использование развитых межсистемных линий передачи с соседними странами, обладающими значительным гидроэнергетическим потенциалом, такими как Кыргызская Республика и Таджикистан. Кроме дефицита мощности в целях регулирования, существует еще одна причина сбрасывания нагрузки – недостаточно развитая система противоаварийной автоматики. В соответствии с существующей практикой модернизация системы противоаварийной автоматики не всегда проводится при строительстве новых объектов генерации и/или передачи. К примеру, действующая ЛЭП 500 кВ в Узбекистане не оборудована надлежащей системой противоаварийной автоматики. Таким образом, система не может функционировать эффективно. Заключения. Анализ изолированной энергосистемы Узбекистана демонстрирует, что установленная мощность является достаточной для обеспечения национальных потребностей, а также, что передающая и распределительная системы (учитывая недавно завершенные проекты и проекты на стадии строительства) достаточно развита для обеспечения энергооснабжения потребителей Узбекистана. Однако существует дефицит генерирующих мощностей, способных обеспечить пиковую нагрузку. В прошлом энергосистема Узбекистана полагалась на гидроэлектростанции Кыргызской Республики и Таджикистана для обеспечения регулирования мощности и покрытия ежедневной пиковой нагрузки. Если Узбекистан будет вынужден обеспечивать ежедневную пиковую нагрузку за счет собственной генерации, это приведет к значительным потерям газа и дополнительному износу оборудования электростанций. Действующие ТЭС нецелесообразно использовать при значительном набросе или падении нагрузки. Эксперты КДЦ «Энергия» отмечают, что во избежание отключений в периоды пиковой нагрузки, необходима предварительная загрузка ТЭС не менее, чем за три часа. Следует отметить, что Узбекистан занимает стратегическую центральную позицию в регионе, и его энергосистема соединена с системами всех четырех стран ЦАЭС. Однако, поскольку ЛЭП 500 кВ с Таджикистаном отключены, а ЛЭП с Туркменистаном недоступна, используются только линии передачи с Кыргызской Республикой в целях транзита электроэнергии из Кыргызской Республики и обеспечения регулирования в Узбекистане. Эксперты энергетического сектора Узбекистана полагают, что после завершения строительства ЛЭП 500 кВ Ново-Ангренская ТЭС – ПС Узбекистанская, Узбекистан потенциально сможет осуществлять изолированную эксплуатацию. Недостатком изолированной эксплуатации системы Узбекистана является отсутствие возможности передачи электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями Нарынского каскада вниз по течению от Токтогульской ГЭС, что приведет к ограничению поставок электроэнергии в северные регионы Кыргызской Республики через единственную ЛЭП 500 кВ Токтогульская ГЭС – ПС Фрунзенская. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 57 MERCADOS EMI Казахстан. Первичные ресурсы. Казахстан обладает обширными запасами первичных ресурсов. Потенциал составляет: • 0.8-2.5 млрд. тонн нефти; • 1 840-1 980 млрд. м3 природного газа; • 185 млрд. тонн угля. За последние пятнадцать лет объем добычи газа по сравнению в уровнем 1995 г. увеличился. После распада Советского Союза объем добычи угля сократился со 127 тонн в 1992 г. до 58 млн. тонн в 1999 г. Однако Казахстан все еще остается основным производителем и экспортером угля в СНГ, и в начале 2000 г. страна начала наращивать объемы добычи угля до уровня 1992 г.. На данный момент Казахстан является одним из двадцати крупнейших производителей газа в мире. Структура потребления первичных ресурсов включает 29% нефтепродуктов, 20% природного газа, 49% угля и 2% гидроэнергетических ресурсов. Газовый вопрос играет важную роль в отношениях с Узбекистаном. Казахстан заинтересован в закупке газа в Узбекистане для последующего экспорта в Россию. Однако вопрос цены пока не разрешен. Также необходимо учитывать зимние ограничения в связи с добычей и транспортировкой газа. Электроэнергетический сектор. Энергетический сектор Казахстана характеризуется устаревшими, недостаточными и высокозатратными генерирующими мощностями. Суммарная установленная мощность составляет 19184.1 МВт: 16920.1 МВт ТЭС и 2264 МВт ГЭС. 70% суммарного объема электроэнергии вырабатывается за счет местного угольного топлива. В Южном Казахстане используются газовые турбины. Рис. 6 - Установленная мощность Казахстана. Установленная мощность Казахстана МВт ТЭС ГЭС год На данный момент в Казахстане существует дефицит электроэнергии, который покрывается за счет российского балансирующего рынка. Для сокращения и устранения дефицита в будущем осуществляется строительство новых и модернизация действующих электростанций: • В процессе строительства Балхашская ТЭС (1320 МВт) • Производится модернизация ТЭС, что обеспечит дополнительные 1 500 МВт мощности в течение следующих 5 лет. Благодаря предпринимаемым мерам, ожидается устранение дефицита в течение пяти лет. Однако реализация новых проектов проходит в основном в северном регионе Казахстана. На юге страны (являющемся частью ЦАЭС), где генерирующих мощностей недостаточно для обеспечения постоянно растущего спроса, на данный момент отсутствуют крупные проекты. К примеру, Джамбульская ГРЭС (1 230 МВт) функционирует только в зимний период по причине дефицита и высокой цены на топливо. Энергетический сектор Южного Казахстана (включая Алматинскую область) включает 9 тепловых электростанций и 4 гидроэлектростанции. В Алматинской области функционирует 4 Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 58 MERCADOS EMI малые гидроэлектростанции. Суммарная установленная мощность составляет 3 401.2 МВт: 2 457 МВт ТЭС и 526 МВт ГЭС. Передающая сеть. В Казахстане существует три отдельные зоны: Северная, Южная и Западная. Северная и Южная зоны соединены линиями передачи между собой, а также с энергетическими системами России и Центральной Азии. Западная часть региона включает четыре узла: Актюбинский, Уральский, Атырауский и Мангистауский, при этом последние два узла не соединены с Северной и Южной зоной Казахстана, и их энергооснабжение осуществляется российской энергокомпанией. Возможности поставки электроэнергии из Северной зоны в Южную зону ранее были ограничены пропускной способностью ЛЭП 500 кВ Север – Юг. Недавний ввод в эксплуатацию второй ЛЭП 500 кВ, соединяющей две части региона обеспечил значительное улучшение ситуации, однако остается дефицит в Алматинском узле, в котором случаются перегрузки ЛЭП 500 кВ, при этом напряжение на ПС А-А 500 падает до аварийного уровня 475 кВ. Импорт-экспорт. Энергетическая система Южного Казахстана является дефицитной. Существуют следующие способы устранения существующего дефицита электроэнергии: • за счет поставки электроэнергии из Северного Казахстана; • за счет поставки электроэнергии из ЦАЭС. Энергетическая система Южного Казахстана является импортером. Рис. 7 - Импорт-экспорт в Южном Казахстане. В соответствии с историческими данными, энергетическая система Южного Казахстана импортировала электроэнергию для покрытия существующего дефицита. Существующие договоры с Кыргызской Республикой являются выгодными для Казахстана и обычно включают топливные и электроэнергетические вопросы: Кыргызская Республика поставляет Казахстану электроэнергию, в зависимости от экспорта угля из Казахстана в Кыргызскую Республику. Критические проблемы. Поскольку электроэнергетический сектор Южного Казахстана представлен в основном тепловыми электростанциями, существует дефицит регулируемой мощности и проблемы, связанные с регулированием частоты и мощности. На данный момент контроль частоты в энергосистеме Южного Казахстана осуществляются на договорной основе за счет услуг по регулированию ГЭС Кыргызской Республики. В часы пиковой нагрузки (20:00 – 21:00) Кыргызская Республика продает электроэнергию Южному Казахстану и предоставляет услуги по регулированию частоты. В соответствии с информацией, предоставленной Министерством энергетики и новых технологий Казахстана, услуги Кыргызской Республики оплачиваются. Заключения. Анализ энергетической системы Южного Казахстана демонстрирует недостаток установленной мощности для обеспечения внутренних потребностей, а также необходимость развития системы передачи и распределения электроэнергии для обеспечения энергоснабжения потребителей Казахстана. Существует дефицит гидроэлектростанций, способных обеспечивать пиковый спрос. Действующие ТЭС нецелесообразно использовать при значительном набросе или падении нагрузки. Действующие соглашения между правительством Казахстана и Кыргызской Республики являются целесообразным решением для обеих сторон и обеспечивают возможность покрытия дефицита электроэнергии и мощности в южном регионе Казахстана. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 59 MERCADOS EMI Кыргызская Республика. Первичные ресурсы. Кыргызская Республика обладает обширными гидроэнергетическими ресурсами. По оценкам гидроэнергетический потенциал страны превышает 163 ТВт ч, при этом в настоящее время используется менее 10% данного потенциала. Основной целью на данный момент является развитие мощного гидроэнергетического потенциала. Что касается природных ресурсов, Кыргызская Республика имеет достаточно большие запасы угля, и по мнению местных экспертов, добыча угля в Кара-Кеченском месторождении может устранить необходимость импорта. Согласно оценке, потенциал топливных ресурсов Кыргызской Республики составляет: • 5.7 млрд. м3 природного газа (добыча которого затруднительна) • 5.7 млн. тонн нефти. После распада Советского Союза объем добычи угля значительно сократился: с 2.2 млн. тонн в 1990 г. до 0.41 млн. тонн в 1999 г. (на 80%). На данный момент объем добычи нефти и газа очень низкий. Кыргызская Республика стала нетто импортером органического топлива. Структура потребления первичных ресурсов включает 25% нефтепродуктов, 21% природного газа, 20% угля и 33% гидроэнергетических ресурсов. Электроэнергетический сектор. Суммарный объем выработки в стране составляет около 14 ТВт ч, 90% электроэнергии вырабатывается за счет гидроэнергетических ресурсов. Суммарная установленная мощность Кыргызской Республики составляет около 3 640 МВт: 2 910 МВт ГЭС и 730 МВт ТЭС. Гидроэлектростанции расположены в основном на каскаде реки Нарын в южном регионе страны. Основной объем электроэнергии в северном регионе вырабатывается тепловыми электростанциями, крупнейшей из которых является Бишкекская ТЭС 666 МВт. Рис. 8 – Установленная мощность Кыргызской Республики Установленная мощность Кыргызстана МВт ТЭС ГЭС год Около 2.5 ТВт ч электроэнергии (что соответствует 2.3 млрд. м3 воды), вырабатываемой в Кыргызской Республике, может экспортироваться в летний период. По мнению специалистов 2010 г. является водным (уровень воды в водохранилище Токтогульской ГЭС ежедневно увеличивается на 30 см). По скромным оценкам существующий избыточный объем электроэнергии составляет 2.8 ТВт ч. В последние годы топливное обеспечение Бишкекской ТЭС стало проблематичным, что стало одной из причин изменения режима работы Токтогульской ГЭС с ирригации на производство электроэнергии. Передающая сеть. Основная часть производства электроэнергии сконцентрирована в южной части Кыргызской Республики, при этом основные потребители расположены в северном регионе. Поставка электроэнергии из южных регионов в северные осуществляется следующим образом: Кыргызская Республика осуществляет энергооснабжение потребителей Ферганской долины Узбекистана, при этом электроэнергия, вырабатываемая узбекскими ТЭЦ (около 13 ГВт ч), по Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 60 MERCADOS EMI схеме замещения передается в Южный Казахстан, а затем в северный регион Кыргызской Республики. Поставка электроэнергии в северный регион Кыргызской Республики осуществляется через одну ЛЭП 500 кВ Токтогульская ГЭС – ПС Фрунзенская. Линия способна передавать 1 000-1 100 МВт, при этом суммарная нагрузка северного региона Кыргызской Республики составляет 1 600-1 900 МВт. Остальной объем электроэнергии, необходимой для обеспечения нагрузки, передается из каскада Нарынских ГЭС через Центрально-Азиатскую систему передачи 500 кВ: Токтогульская ГЭС - Лочин (УЗБ) – Сырдарья (УЗБ) – Ташкент (УЗБ) - Чимкент (КАЗ) – Джамбул (КАЗ) - Алма- Ата (КАЗ) (из данной точки электроэнергия передается в северный регион Кыргызской Республики через четыре ЛЭП 220 кВ). Узбекистан осуществляет строительство ЛЭП 500 кВ Ново-Ангренская ТЭС – ПС Узбекистанская в целях создания собственнго кольца 500 кВ полностью на территории Узбекистана. По завершению строительства данной линии энергосистема Узбекистана сможет потенциально работать в изолированном режиме, при отсутствии возможности передачи электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями Нарынского каскада вниз по течению от Токтогульской ГЭС, что приведет к ограничению энергооснабжения северного региона Кыргызской Республики до уровня пропускной способности единственной линии 500 кВ Токтогульская ГЭС – ПС Фрунзенская. В результате возможно значительное снижение надежности, а также существенный дефицит электроэнергии (около 20-30%) в северном регионе энергосистемы Кыргызской Республики. Важную роль в стране также играет ЛЭП Север – Юг. Учитывая существующую топологию сети в Кыргызской Республике, эксплуатация системы в изоляции от других стран ЦАЭС может оказаться практически невозможной: обеспечение энергооснабжения потребителей на юге, а также покрытие дефицита на севере. Поставка электроэнергии в южные регионы Кыргызской Республики (Ошская и Баткенская области) осуществляется через ЛЭП 220 кВ из сети Узбекистана, а также через ЛЭП 110 кВ из Джалалабадской области. Для обеспечения энергооснабжения южных регионов необходимо строительство ПС 500 кВ «Датка» и соответствующих ЛЭП 220 кВ. Инвестиционное соглашение с корейской компанией о строительстве ПС «Датка» было подписано в декабре 2008 г. Срок строительства составляет согласно оценкам 4 года. Импорт-экспорт. Кыргызская Республика является экспортером электроэнергии. Основной экспортный поток из Кыргызской Республики направлен в Узбекистан и Южный Казахстан. Экспорт составляет 15% суммарного объема электроэнергии, вырабатываемой в стране. Экспорт электроэнергии основан на правительственных ирригационных соглашениях, связанных с эксплуатацией Токтогульского водохранилища. Учитывая, что Токтогульское водохранилище используется для долгосрочного хранения воды в ирригационных и сельскохозяйственных целях для стран, расположенных вниз по течению, использование его водных ресурсов регулируется ежегодными международными соглашениями. Такие соглашения предусматривают контролируемое использование воды в ирригационных целях и в целях экспорта электроэнергии в летний период и ограниченное использование воды и электроэнергии в зимний период. Таким образом, торговля электроэнергией является побочным процессом договоренностей об использовании водных ресурсов. Незначительная часть электроэнергии также экспортируется в Таджикистан. Рис. 9 - Импорт-экспорт в Кыргызской Республике На данный момент объемы экспорта сравнительно невысоки и в основном связаны с техническим обменом электроэнергией для поддержания стабильности и баланса в системе. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 61 MERCADOS EMI Критические проблемы. Одним из главных приоритетов Кыргызской Республики является строительство новых гидроэлектростанций. Крупнейшим проектом, строительство которого запланировано в будущем, является ГЭС Камбаратинская-1 и Камбаратинская-2 (1 900 МВт и 360 МВт соответственно). Строительство будет проводиться на реке Нарын, на участке, расположенном выше Токтогульского водохранилища. Ожидается, что эти новые гидроэнергетические объекты будут использоваться для обеспечения потребностей страны в электроэнергии, а также для повышения объема экспорта в регионе ЦАЭС, что позволит снова перевести Токтогульское водохранилище на режим чистой ирригации. На данный момент строительство ГЭС Камбаратинская-2 уже начато. Однако это приведет к возникновению вопросов водопользования. Река Сырдарья станет полностью контролируемой. В случае изолированной работы, Кыргызская Республика, в соответствии с логикой надежности энергооснабжения, будет хранить воду для производства электроэнергии в зимний период. Таким образом, в летний период будет наблюдаться дефицит воды в ирригационных целях. Данный вопрос требует тщательной проработки. После ввода Камбаратинской-1 ГЭС значение параллельной работы энергосистемы возрастет, в частности экспорт электроэнергии приобретет первоочередное значение. Заключения. Главной проблемой Кыргызской Республики является необходимость дополнительных инвестиций в энергетический сектор. В отсутствие ввода новых генерирующих и передающих мощностей энергетическая система Кыргызской Республики может в скором времени стать дефицитной. Как отмечено выше, потребители Ошской и Джалалабадской экономической зоны на данный момент зависят от поставок электроэнергии из соседних стран. В зимний период Кыргызская Республика вынуждена закупать электроэнергию из соседних стран или оплачивать услуги по транзиту , при этом в летний период Кыргызская Республика располагает избыточным объемом электроэнергии. Еще одним важным вопросом является сложившаяся в последние годы критическая ситуация в электроэнергетическом секторе Кыргызской Республики, с точки зрения общих потерь и задолженности потребителей за потребленную тепловую и электрическую энергию. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 62 MERCADOS EMI Таджикистан. Первичные ресурсы. Основным первичным ресурсом Таджикистана является обширный потенциал гидроэнергетических ресурсов (более 300 ТВт ч). На данный момент используется около 5% данного потенциала. Запасы органического топлива ограничены. Потребление нефти и природного газа в стране в несколько раз превышает объем добычи. Основная часть топлива, потребляемого в стране, импортируется из соседних стран. Следует отметить, что, при росте объема потребления топлива, его добыча ежегодно сокращается. Структура потребления первичных ресурсов включает 39% нефтепродуктов, 28% природного газа, 2% угля и 32% гидроэнергетических ресурсов. Электроэнергетический сектор. Суммарная установленная мощность Таджикистана составляет около 5 025 МВт: 4 706 МВт ГЭС и 319 МВт ТЭС. Гидроэлектростанции расположены в основном на Вахшском каскаде в южной части страны, при этом в северном регионе установлено только 126 МВт гидроэнергетической мощности. Рис. 10 - Установленная мощность Таджикистана Установленная мощность Таджикистана МВт ТЭС ГЭС год Энергетический сектор Таджикистана характеризуется значительной зависимостью от производства гидроэлектроэнергии, объем которого составляет более 17 ТВт ч (95% общего объема электроэнергии, вырабатываемой в стране), что обеспечивает возможность снабжения всего региона дешевой электроэнергией. Однако анализ сложившейся ситуации демонстрирует, что для оптимального использования данного потенциала необходимы соответствующие договоренности о совместной эксплуатации сети. Энергетическую систему Таджикистана можно описать как дефицитную, с доминирующим производством электроэнергии гидроэлектростанциями на реке Вахш. Ежегодный объем выработки не может обеспечить спрос зимнего периода. С начала октября по конец апреля в стране наблюдается дефицит около 4 ТВт ч электроэнергии. Таким образом, в зимний период Таджикистан прибегает к ограничению спроса и сбрасыванию нагрузки. С другой стороны, в летний период страна располагает избыточной электроэнергией, объем которой зависит от гидрологических условий и объема осадков в определенный год. В 2010 г. избыточный объем электроэнергии был высоким, составив 4.5 ТВт ч. По причине отключения от основной сети, Таджикистан не может экспортировать электроэнергию, в результате прибегая к сбросу воды. Передающая сеть. Национальная энергетическая система недостаточно развита для обеспечения энергоснабжения всех потребителей. Поэтому Таджикистан однозначно нуждается в поддержке со стороны соседних стран в обеспечении энергооснабжения. Недавно была введена в эксплуатацию ЛЭП 500 кВ Север – Юг. Для передачи электроэнергии в северный регион потребовалась частичная модернизация этой линии, недавно введенной в эксплуатацию китайской компанией. Пропускная способность линии является достаточной для энергооснабжения северных регионов страны. Однако модернизация подстанций не проводилась, установлен только один трансформатор, что является источником ограничений эксплуатации сети: отсутствует Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 63 MERCADOS EMI проведение работ по техническому обслуживанию линии. Кроме того, возможно использование только 1/5 ее пропускной способности (300 МВт из 1 500 МВт). Несмотря на решение Узбекистана о прекращении параллельной работы с энергетической системой Таджикистана, Узбекистан продолжает поставлять электроэнергию в отдаленные зоны северного региона Таджикистана на авансовой основе. Другими словами, на данный момент Таджикистан не может осуществлять полностью независимую эксплуатацию системы. Для этого необходима модернизация электрической сети. Следует также отметить, что сетевое оборудование является чрезвычайно устаревшим и находится в эксплуатации еще с советской эпохи, как и большинство установок ЦАЭС. Около 30% сбрасывания нагрузки обусловлено перебоями в работе передающих и распределительных сетей. Импорт-экспорт. Для Таджикистана характерен сезонный характер гидроэнергетического производства, с избытком электроэнергии в летний период и дефицитом в зимний. Ранее Таджикистан реализовывал избыточный объем электроэнергии в летний период и закупал электроэнергию в зимний период. С 2009 г. началась эксплуатация новой ГЭС «Сангтудинская-1» (670 МВт) (ГЭС «Сангтудинская-2» находится в процессе строительства), теперь летний избыток электроэнергии увеличился до 4.5 ТВт ч ежегодно. Только в мае 2010 г. было сброшено 100 млн. м3 воды. В случае экспорта всей электроэнергии, утраченной Таджикистаном этим летом, в Узбекистан, появилась бы возможность экономии природного газа, с его последующей реализацией на выгодных условиях. Рис. 11 - Импорт-экспорт в Таджикистане. На данный момент по причине отсутствия межсистемных линий передачи с остальными странами региона ЦАЭС Таджикистан не может полностью использовать сезонную выработку, поскольку отсутствует возможность экспорта электроэнергии в соседние страны (единственный экспортный поток направлен на данный момент в Афганистан). Критические проблемы. Как отмечено выше, наиболее важной характерной чертой энергетической системы Таджикистана является сезонный характер генерации, с дефицитом электроэнергии в зимний период и избытком в летний. По сравнению с уровнем предыдущих лет, объем производства и потребления электроэнергии существенно сократился. Это обусловлено политическими, коммерческими и техническими проблемами, которые привели к снижению объема импорта практически до нулевого уровня. Снижение объема выработки также является последствием затруднений в эксплуатации гидроэлектростанций (дефицит финансовых ресурсов, необходимых на модернизацию и реконструкцию). Как следствие, в системе наблюдается дефицит электроэнергии, особенно в зимний и весенний период. Прекращены поставки электроэнергии в отдаленные регионы от генерирующих объектов Таджикистана. Отсутствует надежное энергоснабжение большинства регионов, отказы оборудования зачастую обусловлены падением напряжения в сети ниже допустимого уровня. Для обеспечения пиковой нагрузки зимнего периода вертикально интегрированная компания Таджикистана «Барки Точик» достигла предварительных договоренностей об импортных Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 64 MERCADOS EMI договорах с соседними странами. В начале декабря 2009 г. были отключены две линии 500 кВ, и Таджикистан начал эксплуатацию своей энергосистемы в изолированном режиме, что привело к увеличению сбрасывания нагрузки. Сбрасывание нагрузки происходит в основном в дефицитные зимние/весенние периоды, в некоторых регионах энергоснабжение ежедневно отключается на более 4 часов. По оценкам около 70% общего количества отключений обусловлены недостаточным объемом вырабатываемой электроэнергии. Однако, благодаря теплой зиме 2009- 2010 гг. и достаточному уровню воды в водохранилищах, увеличение количества отключений было незначительным. С данной ситуацией также связан тот факт, что избыточный объем воды в летний период и недостаточный объем водохранилищ (сезонное управление водными ресурсами) приводят к неэффективному использованию водных ресурсов, включая сброс воды и огромные экономические убытки. При эксплуатации в изолированном режиме, необходимы значительные инвестиции в генерирующий сектор для обеспечения необходимого уровня надежности энергоснабжения. Однако возрастет актуальность водного вопроса, аналогично Кыргызской Республике. Таджикистан планирует строительство Рогунской ГЭС (3600 МВт). Данная электростанция имеет региональное значение. Однако, с другой стороны, ее строительство может привести к осложнению сотрудничества в вопросе распределения водных ресурсов в Центральной Азии. Потребуется повышение заинтересованности в сотрудничестве и возрастет значение параллельной работы энергетической системы. Заключения. Анализ энергетической системы Таджикистана демонстрирует наличие дефицита электроэнергии в зимний период и избыточного объема электроэнергии в летний период. Ранее дефицит покрывался за счет экспорта из соседних стран. С декабря 2009 г. Таджикистан начал эксплуатацию своей энергетической системы в изоляции от других стран ЦАЭС, как следствие, отсутствует возможность обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей в зимние месяцы. Это приводит к наличию значительного объема недоотпуска электроэнергии, что приводит к негативным социальным последствиям и экономическим убыткам. На графике ниже представлена приблизительная оценка объема недоотпуска электроэнергии в Таджикистане в зимний период. В качестве статистически использовались данные об удовлетворенном спросе в стране. Очевидно, что объем поставок электроэнергии в зимний период ниже, чем в летний. Однако фактический спрос в зимний период должен превышать спрос летнего периода по причине необходимости обеспечения отопительных услуг (по причине дефицита органического топлива электроэнергия является основным источником тепловой энергии в Таджикистане). Соответственно, область выше профиля нагрузки для характерного зимнего дня и ниже профиля нагрузки для летнего для (в основном с 9:00 до 17:00) в Таджикистане представляет объем недоотпуска электроэнергии. Рис. 12 – Профиль нагрузки Таджикистана Профиль нагрузки Таджикистана (данные за 2009 г.) Характерный зимний день МВт Характерный летний день часы С другой стороны, отсутствует также возможность реализации избыточной электроэнергии в летний период в полном объеме. Вследствие сезонного управления водными ресурсами во всех водохранилищах Таджикистана, наблюдается дефицит объема водохранилищ, что приводит к значительным экономическим убыткам вследствие сброса воды. На данный момент главной целью Таджикистана является развитие гидроэнергетического сектора и строительство новых линий электропередач, что обеспечит повышение надежности энергооснабжения и новые возможности экспорта электроэнергии в Афганистан, а в будущем вероятно также в Пакистан. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 65 MERCADOS EMI Туркменистан. Первичные ресурсы. Туркменистан обладает обширными топливными запасами, главным образом, природным газом (2800 млрд. м3). Запасы угля в стране практически отсутствуют. Структура потребления первичных ресурсов включает 11% нефтепродуктов, 89% природного газа. Электроэнергетический сектор. Структура генерирующих мощностей (>95%) представлена ТЭС, использующими в качестве основного органического топлива природный газ. Энергетическая система Туркменистана характеризуется избытком мощности. Однако страна проводит дальнейшее наращивание мощности в энергетическом секторе, что обеспечивает более оптимальное использование сетевых объектов и снижение уровня потерь. В соответствии с данными, полученными от представителей Министерства энергетики в Ашхабаде в процессе переговоров, установленная мощность Туркменистана составляет 4 545 МВт: 4 536 МВт ТЭС и 9 МВт ГЭС. Рис. 13 - Установленная мощность Туркменистана. Установленная мощность Туркменистана МВт ТЭС ГЭС год По причине жаркого лета в этом году объем потребления в стране практически достиг уровня выработки. Обычно максимальная нагрузка летнего периода не достигает 70% располагаемой генерирующей мощности. Передающая сеть. Ввод новых генерирующих объектов (ПГТУ) обеспечил снижение перегрузок в сети. Потоки электроэнергии на низком уровне. В отличие от других стран ЦАЭС, за последние 12 месяцев не были зафиксированы случаи сбрасывания нагрузки. В западном регионе страны введены в эксплуатацию новые генерирующие объекты, что обеспечило возможность экспорта 250 МВт электроэнергии в Иран. Отсутствие экспорта электроэнергии привело бы к перегрузке ЛЭП Запад – Центр. Широко используется коммерческий учет трансграничных перетоков электроэнергии. На границе Туркменистана установлена система коммерческого учета, Узбекистан и Иран также имеют собственные приборы учета. Проводится регулярное считывание показаний приборов учета, снятие показаний проводится в последний день каждого месяца в 24:00. Аудит проводится один раз в год. Аудит однофазовых счетчиков – один раз в 8 лет, трехфазовых – один раз в четыре года. Импорт-экспорт. Туркменистан осуществляет постоянное развитие сектора производства и передачи электроэнергии, что обеспечивает возможность увеличения объема экспорта в соседние страны. В 2009 г. объем экспорта составил 2 680 ГВт из 15 608 ГВт выработанной электроэнергии. Таджикистан, Турция, Иран и Афганистан являются основными импортерами туркменкой электроэнергии. На данный момент отсутствует экспорт в страны ЦАЭС, даже в Таджикистан. ЦАЭС является крупным потенциальным рынком для Туркменистана, и на данный момент страна Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 66 MERCADOS EMI стремится к поиску новых контактов со странами региона. В январе 2011 г. ожидается начало поставок электроэнергии в Южный Казахстан. Рис. 14 - Импорт-экспорт в Туркменистане. До выхода Туркменистана из ЦАЭС (2003 г.) избыточный объем электроэнергии составлял 50%. В свою очередь, Казахстан сталкивался с противоположной проблемой – дефицитом электроэнергии. Две страны достигли договоренности о начале торговых отношений. Однако не удалось достигнуть договоренности о транзите с Узбекистаном, что послужило главной причиной выхода Туркменистана из ЦАЭС. Критические проблемы. Наиболее критической проблемой для Туркменистана является необходимость контроля мощности и частоты. В часы пиковой нагрузки Иран предоставляет энергетической системе Туркменистана услуги по регулирования частоты (250 МВт). В свою очередь, Туркменистан поставляет в Иран электроэнергию, вырабатываемую тепловыми электростанциями. ТЭС Туркменистана могут регулироваться в диапазоне 20-120 МВт, в зависимости от режима эксплуатации. Заключения. Энергетическая система Туркменистана характеризуется тепловой генерацией, которая использует в качестве основного топлива природный газ. Туркменистан осуществляет инвестиции в развитие сектора производства и передачи электроэнергии и стремится к поиску новых экспортных возможностей. На данный момент осуществляется экспорт в Иран, Турцию и Афганистан. Планируется создание экспортного канала в Южный Казахстан. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 67 MERCADOS EMI ПРИЛОЖЕНИЕ II. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ORDENA Модель ORDENA определяет оптимальный график генерации (производство и распределение), необходимый для обеспечения прогнозируемой нагрузки в мультирегиональной или мультистрановой системе. Целью является минимизация инвестиционных затрат и ожидаемых эксплуатационных затрат, которые включают топливные затраты и стоимость потерь электроэнергии (VOLL) в связи с ограничениями надежности энергооснабжения. Альтернативы энергооснабжения включают гидроэлектростанции, тепловые электростанции (работающие на угле, газе, нефти и т. д.), договоры и межсистемные линии передачи с другими регионами или странами. Модель обеспечивает возможность подробного представления гидроэлектростанций, определения сценариев гидрологических условий и возобновляемых источников энергии. Также проводится детальное моделирование эксплуатации тепловых электростанций (к примеру, ограничения в связи с поставками газа) и линий электропередач. Модель ORDENA обеспечивает возможность достоверного представления пиковой нагрузки, таким образом, результаты модели могут четко продемонстрировать необходимый объем выработки в системе для обеспечения пиковой нагрузки и выбрать альтернативу, обеспечивающую оптимальный баланс экономии и надежности. Целью модели является определение развития генерации и передачи, обеспечивающего минимизацию суммарных маржинальных затрат на обеспечение спроса страны, которые рассчитываются как чистая текущая стоимость (NPV) капитала и эксплуатационные издержки новых генерирующих и передающих мощностей, плюс переменные затраты существующих и новых генерирующих мощностей. Спрос моделируется как кривая нагрузки, которая может определяться на ежеквартальном, сезонном или ежегодном уровне. Построение кривой нагрузки необходимо для каждого узла системы передачи. Спрос может обеспечиваться за счет существующих или новых генерирующих мощностей. Альтернативы строительства новых генерирующих объектов могут рассматриваться как целые или непрерывные переменные. Обычно гидроэлектростанции, расширение сети передачи и крупные тепловые электростанции моделируются как целые переменные, а малые тепловые электростанции и электростанции на основе возобновляемых источников энергии – как непрерывные переменные. Модель предусматривает возможность установления ограничений на выброс загрязняющих веществ или предположение о штрафных санкциях за выбросы, в качестве представления экологических ограничений. Анализ диспетчерского управления генерацией и взаимообменами электрической энергией между энергосистемами Центральной Азии 68