Единый закупщик электрической энергии

1.

Единый закупщик
электрической энергии
Астана, май 2023

2.

Принцип функционирования Единого
закупщика
Энергоснабжающие
организации
Энергопередающие
организации
Потребители, не
входящие в группу лиц
Потребители, входящие в
группу лиц (в объеме
нехватки от своих ЭПО)
Средневзвешенная
цена
Е
Д
И
Н
Ы
Й
З
А
К
У
П
Щ
И
К
Энергопроизводящие
организации, не входящие
в группу лиц
По своим
ценам
Энергопроизводящие
организации, входящие в
группу лиц (в объеме
излишков)
Импорт
ВИЭ
!Цифровые майнеры и дифференцированные потребители покупают электрическую энергию по другим ценам

3.

Этапы формирования суточного
графика
Сбор заявок от субъектов
Торги майнинга на включение в спрос Единого закупщика
Покрытие спроса приоритетными поставками (ВИЭ, ТЭЦ, инвестиционные соглашения)
Централизованные торги на покрытие оставшегося спроса Единого закупщика
Импорт электрической энергии из сопредельных государств
Техническая экспертиза и утверждение суточного графика
!С учетом требований по формированию графика в сутки х-1 был составлен примерный тайминг данной
процедуры

4.

Предлагаемый тайминг составления суточного
графика производства-потребления электроэнергии
До 08:00
До 09:00
До 09:30
До 10:30
До 11:30
До 12:00
До 13:00
До 13:30
!Ввиду отсутствия корректировок суточного графика Системный оператор выражает готовность
организовать работу по формированию суточного графика на ежедневной основе с 8 утра
До 16:00
До 17:00

5.

Модель суточного графика за 05.07.2022 года по
Северной и Южной зоне ЕЭС РК
12000
10227
10000
8853
9042
10070
10270 10340 10228 10194 10326 10332 10389 10336 10169 10160 10213 10159
9836
9453
9292 9423
8927
8000
8717 8595 8611
Остаточный спрос Единого закупщика
Спрос Единого закупщика покрытый инвестиционными соглашениями
6000
Спрос Единого закупщика покрытый ТЭЦ
Порядка
60%
спроса
покрываются
конкурентным
отбором на ЦТ
4000
Спрос Единого закупщика покрытый ВИЭ
2000
Спрос вне Единого закупщика
0
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24 0-1
В
рассматриваемой
модели
порядка 40% спроса Единого
закупщика
покрыты
приоритетными
поставками
(ВИЭ, ТЭЦ, ИС)
1-2
2-3
3-4
4-5

6.

Покрытие указанной модели суточного графика на централизованных
торгах электрической энергии по часам без выделения базовой генерации
5000
4000
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
УКГЭС
ШГЭС
ПТЭЦ-1
ЭГРЭС-1
ЕЭК
УПНК-ПВ
ЭГРЭС-2
Топар
ШарГЭС
КГРЭС-1
ЖГРЭС
ЖГТЭС
Акшабулак
АРБЗ
ПККР
СКЗЮ
Остаточный спрос
21
22
23
24
Выводы:
Часть
энергопроизводящих
организаций
вынуждены
в
ночное время идти на полный
останов станции, при этом в
дневное время они загружены до
максимальных величин. Так к
примеру ЖГРЭС ночью не
востребована, при этом днем
необходима ее работа в 3
блочном режиме
Из 17 ЭПО, вышедших на
централизованные
торги
гарантированно вошли в спрос
только 7
Импорт электрической энергии
осуществляется с 10:00 до 00:00
по времени Астаны
!Мойнакская ГЭС имеет возможность регулирования мощности в объеме 220 МВт, однако ввиду наличия
инвестиционного соглашения на 298 МВт вся ее электрическая энергия покупается в приоритете

7.

Покрытие указанной модели суточного графика на централизованных
торгах электрической энергии по часам без выделения базовой генерации
Час
суток
(ср.Евр
)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Топар
ШарГЭС
КГРЭС-1
ЖГРЭС
ЖГТЭС
Акшабулак
АРБЗ
ПККР
СКЗЮ
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
Заявка
Факт
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
288
342
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
413
224
95
83
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
0
0
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
12
0
0
0
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
0
0
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
0
0
0
0
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
0
0
18
276
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
459
433
0
0
0
0
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
0
0
0
0
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
0
0
0
0
0
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
0
0
0
0
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
82
0
0
0
0
0
9
8
6
7
8
7
6
6
7
6
6
7
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
0
0
0
0
8
7
6
6
7
6
6
7
8
8
8
8
8
8
8
0
0
0
0
0
10
10
9
7
0
4
3
1
2
2
0
2
2
4
6
5
6
6
7
10
17
20
21
18
0
0
0
0
0
4
3
1
2
2
0
2
2
4
6
5
6
6
7
0
0
0
0
0
14
14
14
13
13
13
13
13
13
11
5
5
6
6
6
6
5
6
6
6
6
6
6
6
0
0
0
0
13
13
13
13
13
11
5
5
6
6
6
6
5
6
6
0
0
0
0
0
Такие электрические станции, как Жамбылская ГРЭС, вынуждены останавливать блоки до «0» на 8 часов в ночной провал при этом
остальные 16 часов суток работа Жамбылской ГРЭС необходима в 3 блочном режиме

8.

Покрытие указанной модели суточного графика на централизованных
торгах электрической энергии с выделением ГРЭС и ГЭС в качестве
базовой генерации
РАЗДЕЛЕНИ Е ТОРГОВ НА 2 ЧАСТИ
Покрытие базовой генерацией
Покрытие не базовой генерацией
7000
1 этапом предлагается провести
отдельно торги для базовой генерации
(блочные ЭПО, ГЭС, работающие по
водному режиму), с учетом их
регулировочной возможности
6000
5000
4000
2 этапом провести торги для
остальных ЭПО в объеме оставшегося
непокрытого спроса
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Разделение торгов на 2 части (торги базовой генерации и не базовой) позволит гарантированно обеспечить наличие в суточном
графике крупных блочных электростанций, а также ГЭС, работающих по водному режиму

9.

Этапы реализации проекта модернизации СБРЭ
1 этап
01.07.2023
2 этап
01.01.2024
Реализация и автоматизация процессов, необходимых
для запуска централизованной покупки/продажи ЭЭ и
БРЭ
Реализация и автоматизация неприоритетных
процессов в системе БРЭ

10.

Целевая модель бизнес-процессов системы БРЭ
Формирование суточного
графика
Функционирование БРЭ в
реальном режиме
Формирование
фактического баланса
Подача заявок субъектами
ОРЭ
Определение квоты и
профиля потребления для
майнинга
Формирование исходных
данных для ЦТ
Расчет дисбалансов субъектов
БРЭ
Формирование фактических
данных по
производству/потреблению ЭЭ
Расчет дисбалансов
провайдеров баланса
Результаты оптового рынка
Итоги ЦТ
Расчет цен на БРЭ
Техническая экспертиза
Определение объемов
импорта
Физическое урегулирование
дисбаланса
Результаты балансирующего
рынка
Сальдо-перетоки на границе
со смежными
энергосистемами
Доля «зеленой» ЭЭ

11.

БАЛАНСИРУЮЩИЙ РЫНОК
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО
ВРЕМЕНИ
11

12.

Балансирующий рынок
электроэнергии
Функции Системного оператора
на БРЭ
Физическое урегулирование
дисбалансов
Формирование ранжированного списка
резервов мощности
Урегулирование дисбалансов за счет
имеющихся
резервов
мощности
и
балансирующей электроэнергии
Выявление субъектов рынка допустивших
отклонения от суточного графика
Передача информации по субъектам
рынка допустившим дисбаланс оператору
БРЭ
Финансовое урегулирование
дисбалансов
Финансовое урегулирование дисбалансов
осуществляется Оператором БРЭ
Взаиморасчеты с субъектами рынка,
допустившими дисбаланс, по ценам
сложившимся на балансирующем рынке
на бесприбыльной основе
KEGOC
• поддержание баланса производствапотребления электроэнергии
• поддержание заданного сальдо на
границе ЕЭС Казахстана с
сопредельными государствами
• физическое урегулирование
дисбалансов электроэнергии в
режиме реального времени
Производство
Потребление

13.

Балансирующий рынок
изменение подхода к рынку
Планирование за сутки вперед –
суточный график СО
Фактические значения–
операционные сутки на БРЭ
P
P
На оптовом рынке
потребители будут
платить не за
фактическое
потребление, а за
плановые значения
законтрактованных
поставок, которые
включены в суточный
график СО.
потребитель
W=1 000 кВт*ч
W=800 кВт*ч
t
t
T=10 тенге за кВт*ч
Ц=10 000 тенге
T=10 тенге за кВт*ч
Ц=10 000 тенге
P
P
Все отклонения – на
БРЭ
станция
W=1 000 кВт*ч
W=1 200 кВт*ч
t
t

14.

Балансирующий рынок
изменение подхода к рынку
Планирование за сутки вперед –
суточный график СО
Фактические значения–
операционные сутки на БРЭ
P
P
W=1 000 кВт*ч
На оптовом рынке
потребители будут
платить ЭПО не за
фактическое
потребление, а за
плановые значения
законтрактованных
поставок, которые
включены в суточный
график СО.
потребитель
W=1 200 кВт*ч
t
t
T=10 тенге за кВт*ч
Ц=10 000 тенге
T=10 тенге за кВт*ч
Ц=10 000 тенге
P
P
Все отклонения – на
БРЭ
станция
W=1 000 кВт*ч
t
W=800 кВт*ч
t

15.

Участие объектов ВИЭ на БРЭ
Ответственность объектов ВИЭ за созданные дисбалансы электрической энергии
будет осуществляться через применение (повышающего/понижающего) коэффициента к
договорной цене по итогам каждого расчётного часа.
ВЭС
СЭС
ГЭС
БиоЭС
Условные
потребители
РФЦ
(провайдер
баланса
ВИЭ)
Оператор БРЭ

16.

Балансирующий рынок
виды дисбалансов
станция
P
потребитель
Положительный
дисбаланс
(дефицит - нехватка)
допустила «+»
дисбаланс
P
допустил «+»
дисбаланс
t
P
t
допустила «-»
дисбаланс
P
допустил «-»
дисбаланс
отрицательный
дисбаланс
(профицит - излишек)
t
t

17.

ФОРМИРОВАНИЕ ОБЪЕМОВ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА
Дисбаланс (D) – разность
планового и фактического сальдо
генерации-потребления
=
Плановое сальдо генерациипотребления – разность значений
производства и потребления за один
час операционных суток субъекта БР,
утвержденных СО в почасовом
суточном графике производствапотребления ээ
-
Фактическое
сальдо генерациипотребления
– разность фактических значений
производства и потребления ээ (за
один час операционных суток)
СБР
Положительный дисбаланс (ПД) –фактическое потребление выше объемов, указанных в
суточном графике, и(или) фактическая генерация ниже объемов, указанных в суточном графике.
D потр = (V Факт – V План) > 0;
D ЭПО = (V Факт – V План) < 0
Потребил больше плана
выработал меньше плана
Отрицательный дисбаланс – (ОД) в данном часе фактическое потребление ниже объемов, указанных в
суточном графике, и(или) фактическая генерация выше объемов, указанных в суточном графике.
D потр = (V Факт – V План) < 0
D ЭПО = (V Факт – V План) > 0
Потребил меньше плана
выработал больше плана
ЭПО обязаны ежедневно подавать системному оператору заявки на участие в балансирование на повышение (понижение) на
каждый час предстоящих суток
Цены, указываемые в заявках на участие в балансировании на повышение (понижение) на каждый час предстоящих суток, должны
быть больше нуля
Балансирующая электроэнергия - электрическая энергия, выработанная для покрытия положительных дисбалансов
Объемы купли-продажи балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов рассчитываются отдельно для каждой
зоны балансирования