[2006] Отчёт: Риск-менеджмент в электроэнергетике

˝ÌÂ„Ó ˚ÌÓÍ тема номера

8 П Р О Ф Е С С И О Н А Л Ь Н Ы Й Ж У Р Н А Л 0 4 ( 2 9 ) А П Р Е Л Ь 2006

Риск-менеджментв электроэнергетикеРоль риск-менеджмента в электроэнергетике в современных услови-ях реформирования возрастает. Электроэнергетические системы яв-ляются одним из основных инфраструктурных элементов общества, а обеспечение надежности энергоснабжения становится главной це-лью управления рисками. Об этом шла речь на проведенной журна-лом «ЭнергоРынок» конференции.

˝ÌÂ„Ó ˚ÌÓÍтема номера

П Р О Ф Е С С И О Н А Л Ь Н Ы Й Ж У Р Н А Л 0 4 ( 2 9 ) А П Р Е Л Ь 2006 9



ских условий на работу гидроэлект-

ростанций, играющих важную роль

в энергосистеме страны.

Изменение инфраструктуры и

принципов функционирования рын-

ка электроэнергии также способст-

вует возникновению рыночной груп-

пы рисков. Некоторые из них суще-

ствовали и в период регулируемого

электроэнергетического рынка, но с

либерализацией отрасли их харак-

тер изменился. Работая на рынке,

компаниям следует обращать вни-

мание на риски, связанные с собст-

венным поведением на нем (готов-

ность оборудования, поставки топ-

лива, выбор стратегии участия в

рынке, финансовая состоятельность

контрагентов и т. д.), а также с дей-

ствиями третьих сторон (регулиру-

ющих органов, системных операто-

ров и администраторов рынка, дру-

гих участников рынка). По мнению

управляющего консультанта Barker,Dunn&Rossi, a Gestalt Company Майк-

ла Беккера, зачастую неудовлетво-

рительное управление рисками свя-

зано с несовершенством правил

рынка. Он считает, что после преоб-

разований модель ОРЭ приобретет

черты рынков северо-востока США,

поэтому их изучение необходимо

для формирования инструментария

управления рисками в российских

условиях.

Наиболее сложными с точки зре-

ния управления являются регулятор-

ные риски. Их актуальность обус-

ловлена тем, что, даже не обладая

доминирующим положением (доля

Риск-менеджмент — это процесс

выявления и оценки рисков, а

также выбор методов и инстру-

ментов их минимизации. Он включа-

ет в себя идентификацию, анализ и

оценку рисков; превентивную разра-

ботку программы мероприятий по

ликвидации последствий кризисных

ситуаций; создание системы страхова-

ния; прогнозирование развития пред-

приятия с учетом возможного измене-

ния конъюнктуры и другие мероприя-

тия. Для электроэнергетики всегда

была характерна высокая степень тех-

нологических рисков, а происходящие

сегодня масштабные изменения в от-

расли обусловливают появление но-

вых — рыночных — рисков, которые

обязаны учитывать компании. Если

год назад существенное внимание

уделялось именно этой группе, в част-

ности рискам генерирующих и сбыто-

вых компаний, то после московской

энергоаварии 2005 г. и суровых зим-

них морозов акцент вновь сместился в

сторону операционных рисков, а так-

же связанных с аномальными природ-

ными условиями.

Как было отмечено Анатолием

Чубайсом в приветственной речи к

участникам конференции, уже нико-

го не надо убеждать в важности

риск-менеджмента, в необходимос-

ти учитывать последствия принима-

емых решений для потребителей и

других заинтересованных сторон, а

так же в необходимости их вовлече-

ния в процессы выработки решений.

Для каждой группы рисков при-

меняются различные подходы и ме-

тоды, которые требуют обсуждения

и постоянного совершенствования.

Так, важнейшим шагом в области

управления операционными риска-

ми является развитие системы тех-

нического регулирования. На дан-

ный момент правительственная ко-

миссия под руководством Виктора

Христенко утвердила список из

17 технических регламентов для

электроэнергетики, которые долж-

ны быть разработаны и приняты в

ближайшее время. Реализация дан-

ных регламентов позволит в значи-

тельной степени повысить безопас-

ность функционирования энерго-

объектов.

Кроме того, на сегодняшний день

в данной области накоплен большой

международный опыт, адаптация ко-

торого является обязательным эле-

ментом эффективного развития от-

расли. С одной стороны, особенности

формирования электроэнергетичес-

кой отрасли России определяются

обширностью территории страны,

климатическими условиями, струк-

турой генерирующих мощностей и

пр. С другой — модели анализа и про-

гнозирования рисков успешно функ-

ционируют на европейских рынках и

могут быть реализованы в россий-

ских условиях. Примером такой сис-

темы служит схема управления рис-

ками Скандинавии, о принципах ра-

боты которой рассказал главный со-

ветник министерства энергетики

Норвегии Рагнер Оттосен. Наиболее

интересен данный подход с точки

зрения анализа влияния климатиче-

На этапе реформирования электроэнергетики и перехода к новым

рыночным отношениям тема риск-менеджмента становится особен-

но актуальной. Образовавшиеся в процессе реорганизации отрасли

энергокомпании столкнулись с рядом рисков, как существовавших

ранее и обусловленных особенностями отрасли, так и появляющих-

ся в связи с созданием полноценного рынка электроэнергии. Управ-

ление рисками энергокомпаний стало темой данной конференции.

Московская энергоавария, произошедшая в мае 2005 г., а также мо-

розная зима 2006 г. заставили переоценить значимость отдельных

групп рисков. Если на прошлой конференции, посвященной риск-

менеджменту, речь шла о рыночных рисках генерирующих и сбыто-

вых компаний, то теперь операционные риски и риски внешних со-

бытий обсуждались на отдельной секции.

Кроме того, особое внимание уделялось методикам управления рис-

ками. Следующую конференцию мы будем выстраивать исключи-

тельно в практической области, и «входным билетом» на участие в

ней будет прикладной подход к управлению рисками, а также ана-

лиз проблем конкретных компаний и методов их решения.

Василий Зубакинначальник департамента обеспечения процессов реформирования,

член правления РАО «ЕЭС России»



ных энергетических объектов, в том

числе и гидростанций, должно стать

основным фактором развития рос-

сийской электроэнергетики в бли-

жайшие 30 лет в Сибири и на Даль-

нем Востоке. При этом прямые госу-

дарственные инвестиции в гидро-

энергетику будут обеспечены гаран-

тией возвратности и высокой доход-

ностью.

Управление рисками способству-

ет как полноценному функциониро-

ванию энергетических рынков, так

и развитию энергетической системы

страны в целом.

Роман Зорабянцдиректор по развитию

и ИT ОАО «ОГК-1»

Риск-менеджмент и управлениенадежностью в ОГК-1

Разработка и внедрение системы

управления рисками является одним

из ключевых факторов успеха энер-

гетической компании в рыночных

условиях. Генерирующие компании

проектировались и создавались как

субъекты рынка, ориентированные

на конкурентные бизнес-отношения

с внешней средой. Как бизнес-струк-

тура ОГК-1 стремится к долгосроч-

ному росту стоимости компании за

счет увеличения «скорости зараба-

тывания денег» (как считает извест-

ный западный консультант Э. Голд-

рат, именно скорость «прохода» де-

нег через систему – важнейший по-

казатель ее успешности). Добиться

этого невозможно без новых управ-

ленческих подходов к вопросу о пре-

одолении системных ограничений,

мешающих повышению доходности.

Для того чтобы в оперативном ре-

жиме обнаруживать препятствия,

устанавливать их причины и послед-

ствия, принимать верные тактичес-

кие и стратегические решения, со-

трудники ОГК-1 разрабатывают ком-

плексную интеграционную модель

стоимости компании — «Симул-

трек».

Симултрек — набор взаимосвя-

занных информационных проекций

(моделей) деятельности компании —

на рынке более 35%), производитель

в отдельные моменты времени мо-

жет манипулировать ценой на рын-

ке. Кроме того, определенные труд-

ности возникают из-за бюрократи-

ческих проволочек. В частности, на-

чальник департамента структурной

и тарифной политики в естествен-

ных монополиях Минпромэнерго

России Вячеслав Кравченко выразил

обеспокоенность в связи с задержка-

ми в согласовании документов в

профильных министерствах и ве-

домствах.

В заключение стоит обратить

внимание на наличие рисков акцио-

неров. На данный момент РАО «ЕЭС

России» работает над вопросом ми-

нимизации рисков для миноритар-

ных акционеров. Данной теме по-

священ материал С. Мироносецкого.

Валентин Межевич заместитель председателя Комитета

по естественным монополиям

Совета Федерации РФ

Риски энергокомпаний можно

разделить на три группы:

- рыночные риски субъектов от-

расли (генерации, сетей, диспетчер-

ского управления и т. д.);

- операционные риски;

- нефинансовые риски.

Последние две группы требуют

особого внимания, так как влияют

на надежность и бесперебойность

снабжения потребителей и ограни-

чивают темпы роста экономическо-

го развития. Еще два года назад РАО

«ЕЭС России» прогнозировало дефи-

цит мощностей в ряде регионов Рос-

сии. Однако ряд специалистов заяв-

ляло о надежности и избыточности

единой энергосистемы. Тем не ме-

нее события последнего года (ава-

рия на подстанции Чагино и ано-

мальные морозы 2006 г.) выявили

технологический износ оборудова-

ния и дефицит энергетических мощ-

ностей.

При существующих прогнозах де-

фицита мощности к 2008 г. электро-

энергетика становится фактором, не

только ограничивающим удвоение

ВВП и в целом экономический рост в

стране, но и зоной потенциального

риска энергетической безопасности

России. Необходим пересмотр Энер-

гетической стратегии РФ, создание

условий для стимулирования инвес-

тиционной активности в электро-

энергетике, обеспечения развития

других отраслей промышленности.

При планировании новых энергети-

ческих объектов в регионах с соот-

ветствующими условиями развития

необходимо использовать модель

формирования спроса на электро-

энергию.

Формирование спроса на элект-

роэнергию путем строительства круп-

1 марта 2006 г. в Москве прошла Вторая

ежегодная конференция «Риск-менеджмент

в электроэнергетике: новые возможности

развития», в которой приняли участие пред-

ставители законодательных и исполнитель-

ных органов власти, энергетических, сбыто-

вых и финансовых компаний, российских и

зарубежных компаний-консультантов.

Организаторами данного мероприятия

стали журнал «ЭнергоРынок» при поддержке

НП «АТС» и НП «Центр инфраструктурных ис-

следований».

В рамках конференции обсуждались

проблемы управления рисками в россий-

ской электроэнергетике по основным и обес-

печивающим направлениям деятельности, а

также вопросы технологического оснаще-

ния современного риск-менеджмента. Были

рассмотрены системные и специфические

риски, присущие отрасли, в том числе возни-

кающие в результате проходящих преобра-

зований. Проведенная конференция позво-

лила ее участникам получить необходимую

информацию о существующих проектах по

нивелированию той или иной группы рис-

ков.

Спонсорами мероприятия выступили

ЗАО «Марш-страховые брокеры» при учас-

тии ЗАО НПП «ЭнергопромСервис», ОАО «Си-

бирская угольная энергетическая компания»

и ЗАО «Метростандарт». Главный партнер

конференции — компания Accenture.

Справка



дежности, который включает в

себя:

- расходы на ремонты, техничес-

кое перевооружение и реконструк-

цию;

- расходы на устранение послед-

ствий технологических нарушений

(ремонты и штрафные санкции Сис-

темного оператора);

- потери электроэнергии при

простоях оборудования в ходе пла-

новых ремонтов (упущенная вы-

ручка);

- потери электроэнергии при про-

стоях оборудования и потерях мощ-

ности из-за технологических нару-

шений (упущенная выручка);

- разница между страховыми

платежами и выплатами по рискам

business interruption (перерывы в

производственной деятельности);

- затраты на обучение эксплуата-

ционного персонала (инвестиции в

уменьшение потерь выработки, свя-

занных с ошибками персонала).

На сегодняшний день ОГК-1 до-

стигла следующих результатов в об-

ласти управления надежностью:

- переход к долгосрочному пла-

нированию бизнеса;

- минимизация потерь, связан-

ных с рисками, на которые можно

воздействовать;

- оптимизация программ техни-

ческого перевооружения и ремонтов

на 2006 г.

В качестве целей на ближайшую

перспективу определены:

- переход к ремонтам по техничес-

кому состоянию (насколько это воз-

можно);

- оптимизация затрат на переда-

ваемые риски (сокращение разницы

между выплатами страховым компа-

ниям и их возмещением ОГК-1 при

наступлении страховых случаев);

- внедрение системы эффектив-

ного управления мощностями и

энергопотоками.

Инструменты риск-менеджмен-

та начинают активно использовать-

ся в ОГК-1, причем, не механически,

«по книжкам», а творчески. Они ор-

ганично включаются в целостную

систему управления, в наибольшей

управления мощностями, энергопо-

токами (закупками и продажами),

компетенциями, технологической

надежностью, финансовыми потока-

ми, — каждой из которых в перспек-

тиве будет соответствовать отдель-

ная служба. Задачами последней ста-

нут насыщение той или иной модели

необходимыми первичными данны-

ми и принятие решений по своему

аспекту управления бизнесом.

Инструменты риск-менеджмен-

та включены в каждую модель, но

особенно важны в управлении тех-

нологической надежностью, посколь-

ку именно здесь сосредоточены ос-

новные риски производственной ге-

нерирующей компании.

Надежность системы целесооб-

разнее измерять не количеством ин-

цидентов (как сегодня принято), а

величиной потерь (убытки + упу-

щенная выгода), которые несет ком-

пания в связи с ними. Это непосред-

ственная реализация бизнес-подхо-

да в управлении рисками.

Все риски, связанные с надежно-

стью, мы делим на потенциально из-

меняемые и неизменяемые, кото-

рые, в свою очередь, подразделяют-

ся на принимаемые и передаваемые.

Изменяемые риски минимизиру-

ются с помощью инвестиционных

проектов. Неизменяемые риски мож-

но принять на себя или передать

другим (хеджирование либо страхо-

вание).

ОГК-1 для управления рисками в

сфере надежности использует два

основных инструмента: модель и

бюджет надежности.

Чтобы модель надежности выда-

вала информацию о вероятных рис-

ках, необходимы большой объем

данных о фактическом состоянии

оборудования и НСИ, которые обра-

батываются с помощью алгоритмаЕАМ (Enterprise Asset Management).

В ОГК-1 ЕАМ реализован в корпора-

тивной информационной системе

Пермской ГРЭС.

Потенциальный ущерб от веро-

ятностных событий (рассчитанных

на модели) и затраты на устранение

или снижение риска подвергаются

оценке. Для этого производятся эко-

номические расчеты в соответствии

с предполагаемым сценарием, при-

влекаются данные из других моде-

лей-проекций системы управления

компанией. Данные операции под-

держиваются программными про-

дуктами PowerSim (сценарирование)

и Spider (ресурсный анализ). Резуль-

таты отражаются в динамической

карте рисков.

На основе получаемых из моде-

ли выводов и строится бюджет на-



ной цены на электроэнергию, слу-

жащую индикатором для заключе-

ния свободных договоров на постав-

ку электроэнергии, а также точкой

отсчета для цены балансирующего

рынка. Несмотря на небольшой объ-

ем рынка, незначительные колеба-

ния цен и их рост несут в себе серь-

езные политические риски, появле-

ние которых может негативно по-

влиять на дальнейшую либерализа-

цию рынка.

На зарубежных рынках действует

система борьбы с манипуляцией це-

нами. Основой российской системы

мер контроля на ОРЭ будет являться

степени через модель управления

надежностью.

Александр Пироженкозаместитель начальника

управления ФАС России

Ценовые и регуляторные рискиновой модели оптового рынка электроэнергии

На данном этапе оптовый рынок

электроэнергии (ОРЭ) состоит из

следующих сегментов: регулируемый

сектор (РС), сектор свободной тор-

говли (ССТ), балансирующий сектор.

В существующей модели ОРЭ цено-

вые риски фактически отсутствуют,

поскольку сектор свободный торгов-

ли в его нынешнем виде — это, ско-

рее, возможность для относительно

небольшой оптимизации затрат по-

требителей (цены в ССТ и РС отлича-

ются в среднем на 3%) на энергоснаб-

жение и площадка для «обкатки» бир-

жевых технологий и тренировки уча-

стников. Арбитраж между ССТ и РС

не позволяет формироваться рыноч-

ной цене на электроэнергию.

В 2006 г. будет введена новая мо-

дель оптового рынка электроэнер-

гии (НОРЭМ), в связи чем необходи-

мо обратить внимание на возмож-

ность появления дополнительных

ценовых и регуляторных рисков.

Правила нового оптового рынка

электроэнергии не предусматрива-

ют деления на участников регулиру-

емого сектора и участников сектора

свободной торговли. Все те, кто по-

купает или продает электроэнергию

(мощность) в любом из секторов оп-

тового рынка, являются его участни-

ками. Основой НОРЭМ станет систе-

ма регулируемых договоров (РД)

на поставку электрической энергии.

В соответствии с условиями таких

договоров поставщик обязан поста-

вить договорной объем электро-

энергии, а покупатель — оплатить

его вне зависимости от величины

собственного планового потребле-

ния. Помимо регулируемого догово-

ра как способа торговли электро-

энергией, на НОРЭМ сохраняются

свободные двусторонние договоры,

а также вводится новый сектор —

рынок «на сутки вперед» (РСВ). Ос-

новой РСВ является конкурентный

отбор ценовых заявок на сутки впе-

ред. Объем РСВ будет зависеть от

точности прогноза почасовых объе-

мов электроэнергии при составле-

нии регулируемых договоров на

2006 г. В данном секторе рынка уча-

стники смогут продавать лишние

либо покупать недостающие объемы

электроэнергии, но уже по иным це-

нам, отличным от тех, которые опре-

делялись регулируемыми договора-

ми. Как следствие рынок и государ-

ство столкнутся с новыми, до сих

пор не известными рисками колеба-

ний цены, а также со злоупотребле-

нием производителя своим домини-

рующим положением.

Рынок электроэнергии существен-

но отличается от других рынков и ха-

рактеризуется неэластичностью спро-

са на электроэнергию, неразрывнос-

тью процессов производства и потреб-

ления, а также имеет ряд технологиче-

ских и технических особенностей, свя-

занных как с производством, так и с

передачей электроэнергии. С точки

зрения регулятора, эта особенность

состоит в том, что производитель, не

обладая доминирующим положением

в классическом понимании, в отдель-

ные моменты времени может манипу-

лировать ценой на рынке.

Данные риски, колебания и ма-

нипуляции ценами в 2006 г. будут

относительно небольшими, так как

объем рынка «на сутки вперед» не-

значителен — не более 5% от всего

объема рынка электроэнергии. Вне

зависимости от объемов на РСВ

планируется формирование рыноч-

Уже никого не надо убеждать в важности риск-менеджмента, в необходимости учи-тывать последствия принимаемых реше-ний для потребителей и других заинтере-сованных сторон, а также в необходимос-ти их вовлечения в процессы выработкирешений.



ваться и сможет противостоять таким

сложным правонарушениям, как сго-

вор, взаимосвязанные стратегии це-

нового поведения и др. До реоргани-

зации РАО «ЕЭС России» в компании

дополнительно продолжит действо-

вать корпоративная система мер от-

ветственности генеральных директо-

ров генерирующих компаний (ТГК и

ОГК) за неконкурентное поведение

на ОРЭ, которая разрабатывается в

РАО «ЕЭС России» совместно со спе-

циалистами ФАС России. Это обеспечит

учет генерирующими компаниями

при определении своего рыночного

поведения наличия системы мер, не

позволяющей им злоупотреблять сво-

им положением на рынке.

Майкл БеккерExecutive Consultant, Barker,

Dunn & Rossi, a Gestalt Company

Управление рискамив новых сегментах электроэнергетического рынка

Либерализация электроэнерге-

тики и введение конкурентных рын-

ков способствуют увеличению рис-

ков снижения надежности электро-

снабжения и повышения цен.

Создание независимых обслужива-

ющих организаций, увеличение роли

регулирующих органов в работе ком-

паний, ужесточение правил выхода из

рынка, закрепление за распределитель-

ными компаниями статуса гарантиру-

ющих поставщиков, ввод классов де-

фолтных потребителей с потолками

цен и т. д. повышают риски участников

электроэнергетических рынков.

На российском оптовом рынке

электроэнергии (мощности) наряду

с тарифным ценообразованием ис-

пользуются конкурентные ценовые

заявки в секторе свободной торговли

«5—15». Формируемая в результате

цена электроэнергии в секторе сво-

бодной торговли не отражает реаль-

ной рыночной цены и не дает надеж-

ных ценовых сигналов. Предстоящие

преобразования ОРЭМ предполага-

ют создание полноценного конку-

рентного спотового рынка «на сутки

оценка рыночного поведения гене-

рирующих компаний при подаче за-

явок на участие в РСВ и БР. При этом

планируется определять временное

доминирующее положение генерато-

ров, которые, пользуясь неэластич-

ностью спроса по цене и сложившей-

ся топологией сети, могут завышать

цену продаваемой электроэнергии.

Таких генераторов будет контроли-

ровать администратор торговой сис-

темы. Критерием определения станет

цена, зафиксированная в ранее по-

данных и принятых рынком заявках

этих генераторов в период, когда они

не имели доминирующего положе-

ния. ФАС России окончательно оцен-

ит действия таких производителей.

Наличие системы контроля с же-

сткими санкциями за нарушения —

необходимое и обязательное условие

формирования конкурентного рынка

электроэнергии. По мере функциони-

рования система будет совершенство-



- изменением конфигурации по-

суточного графика выработки по

причине широкого коридора Рмин и

Рмакс.

Ввод РД не застрахует энерго-

компании от рисков на конкурент-

ном рынке, однако гарантирует го-

сударству отработку механизмов

конкурентного ценообразования,

формулы цены для долгосрочных

контрактов, технологий взаимодей-

ствия инфраструктурных организа-

ций и механизмов контроля за не-

конкурентным поведением участни-

ков ОРЭ.

Лев Кощеевнаучный руководитель

ОАО «НИИПТ»

Автоматическое противоаварийное управление в ЕЭС как инструмент управления рисками в аварийных ситуациях

Сбои в электроснабжении потре-

бителей по причине аварийных си-

туаций, затрагивающие обширные

территории с многомиллионным на-

селением, кроме экономических по-

следствий сопровождается опасно-

стью транспортных аварий, пожаров,

нарушением технологических про-

цессов в опасных производствах, уг-

розой здоровью и жизни людей.

Снижение рисков электроснаб-

жения в аварийных ситуациях до-

стигается повышением уровня на-

дежности энергосистемы при усло-

вии покрытия графика нагрузки в

нормальных режимах.

Нормы оценки соответствия тре-

бованиям надежности различны. Не-

полное соответствие этим требова-

ниям приводит к повышению нена-

дежности электроснабжения (огра-

ничение в нормальных режимах, ав-

томатическое превентивное отклю-

чение нагрузки в аварийных ситуа-

циях, автоматическое и диспетчер-

ское отключение нагрузки при раз-

витии аварии) и является платой за

ограничение инвестиций в развитие

энергосистемы. С другой стороны,

безусловное их выполнение не га-

рантирует предотвращения аварий.

вперед» за счет выделения регулиру-

емого сектора в сферу двусторонних

договоров. Поставщики и потребите-

ли получат возможность подавать

ценовые предложения и заявки на

полные объемы производства и по-

требления, а цена электроэнергии,

формируемая таким образом, отра-

зит реальный рыночный сигнал.

Риски, связанные с предстоящи-

ми изменениями, могут быть обус-

ловлены следующими причинами:

- поведением участника на рынке

(степенью готовности производствен-

ного оборудования компании, выбором

стратегии участия в рынке, финансо-

вой состоятельностью контрагентов);

- действиями третьих сторон

(Системного оператора, админист-

ратора торговой системы, регулиру-

ющих органов и др.).

Как правило, неудовлетворитель-

ное управление рисками связано с

несовершенством правил рынка (за-

претом на заключение гарантирую-

щими поставщиками двусторонних

контрактов и отсутствием рынка ус-

тановленной мощности) и ведет к

серьезным последствиям:

- банкротству и значительному

сокращению рыночной активности

многих конкурентных производите-

лей и поставщиков;

- попыткам ряда генерирующих

компаний выйти из рынка.

Ввод рынка регулируемых дого-

воров поможет хеджировать одни

риски, но привнесет другие. В этом

случае следует сохранять достаточ-

ное количество выработанной энер-

гии для продажи на спотовом рынке,

выполнять договоры, а также фикси-

ровать и индексировать цены в дого-

ворах на поставку топлива.

Егор Гринкевич начальник департамента правил

и развития рынков НП «АТС»

Регулируемые договоры как инструмент управления рисками

Развитие рыночных отношений

в электроэнергетике связано с пере-

ходом к новой модели рынка элект-

роэнергии, запланированным на

2006 г. и предполагающим наличие

нескольких секторов торговли: дол-

госрочного рынка двусторонних до-

говоров, краткосрочного «на сутки

вперед» и балансирующего.

В целевой модели рынка участ-

ники столкнутся со следующими ри-

сками:

- ценовые риски, связанные с по-

степенным изменением рыночной

цены;

- риски объема/количества, вы-

званные неопределенностью разме-

ра спроса и производства энергии в

течение конкретного периода вре-

мени (например, если общее по-

требление покупателей превосходит

контрактные объемы);

- риски встречной стороны в слу-

чае, если партнер не сможет выпол-

нить свои обязательства;

- личностные риски, когда функ-

ционирование зависит от компе-

тентности конкретного специалиста;

- расчетные риски, когда отдел

обработки информации не выполня-

ет и не контролирует договоры, за-

ключенные администрацией.

Плавный переход к конкурентно-

му рынку и минимизация рисков

обеспечивают регулируемые двусто-

ронние договоры, по которым цена

договора (пакета) равняется тарифу,

объем договоров определяется ба-

лансом ФСТ, контрагенты подбира-

ются по территориальному принци-

пу, выстраивается четкая система га-

рантий платежей на рынке. При этом

существуют риски, обусловленные

технологией прикрепления по регу-

лируемым договорам, в частности:

- невыполнением графика РД в

месячном, квартальном и годовом

разрезе вследствие некорректного уче-

та ремонтных площадок, широкого

коридора значений Рмин и Рмакс, за-

вышенного/заниженного интеграль-

ного значения в годовом балансе

электроэнергии;

- особенностями прикрепления к

контрагентам (к одному/несколь-

ким контрагентам в разные типовые

часы, невыполнением регионально-

го принципа прикрепления);



отключения генераторов или быст-

родействующей разгрузки турбин,

которые приходится балансировать

отключением части потребителей.

Отказ от АОН, с одной стороны,

снижает ущерб потребителей, а сдругой — многократно повышает

риск развития аварий с тяжелыми

последствиями.

Важнейшим направлением со-

вершенствования системы противо-

аварийной автоматики является со-

кращение объема отключения по-

требителей действием АОН без сни-

жения эффективности этого меро-

приятия. Для этого осуществляется

переход к централизованному уп-

равлению средствами воздействия,

созданием так называемых центра-

лизованных систем противоаварий-

ной автоматики (ЦСПА).

В ЦСПА в реальном времени нор-

мального режима ведется расчет не-

обходимых в текущем режиме средств

воздействия для каждого расчетного

аварийного возмущения. Он осуще-

ствляется циклически, на основе за-

меров текущих режимных парамет-

ров. Длительность цикла современ-

ной ЦСПА составляет порядка 30 с.

Управляющие воздействия реализу-

ются по факту возникновения соот-

ветствующего аварийного возмуще-

ния без запаздывания.

За счет наиболее полного учета

текущих схемно-режимных условий

во всем районе управления миними-

зируются противоаварийные воз-

действия, прежде всего отключение

нагрузки. Как показал многолетний

опыт использования ЦСПА, в объе-

диненной энергосистеме Урала объ-

ем отключения потребителей дейст-

вием ЦСПА в несколько раз ниже

объема отключения, который имел

бы место при действии отдельных

устройств АОН.

В ЕЭС России противоаварийные

управление и автоматика остаются

важнейшим инструментом управле-

ния рисками электроснабжения в ава-

рийных ситуациях. Совершенство-

вание этого инструмента — важней-

шая задача обеспечения надежности

и снижения уровня рисков.

Снижение рисков от ненадежнос-

ти электроснабжения в аварийных си-

туациях обеспечивается следующим:

- наличием необходимого объема

и успешной реализацией резервов;

- высокой квалификацией и гра-

мотностью действий диспетчерско-

го персонала на всех уровнях;

- развитой и эффективной дейст-

вующей системой автоматического

противоаварийного управления.

Важнейшими составляющими

системы автоматического противо-

аварийного управления являются:

- противоаварийная автоматика;

- автоматическое регулирование

возбуждения генераторов и средств

компенсации реактивной мощности;

- автоматическое регулирование

частоты и мощности.

Система противоаварийной ав-

томатики ЕЭС России хорошо разви-

та и включает значительное число

управляющих воздействий, которые

реализуются на разных этапах раз-

вития аварийного процесса. В числе

управляющих воздействий противо-

аварийной автоматики имеются и

воздействия, связанные с отключе-

нием потребителей, что, в свою оче-

редь, сопряжено с риском снижения

электроснабжения определенных по-

требителей в случае его обеспечения

автоматикой.

В наибольшей степени подверга-

ется критике использование автома-

тики отключения нагрузки (АОН),

действующей превентивно — при

возникновении угрозы устойчивос-

ти (приближение к предельному

значению мощности, угла напряже-

ния и т. п.). При этом могут быть как

излишние срабатывания ввиду слож-

ности оценки реальной опасности,

так и излишний объем отключения,

превышающий необходимый, ввиду

неточности в оценке требуемой и

реально подключенной под дейст-

вие автоматики мощности нагрузки.

Необходимость АОН связана преж-

де всего со сложностью схемы ЕЭС

России, в составе которой много так

называемых слабых связей (по отно-

шению к мощности объединяемых

частей энергосистемы). В то же вре-

мя их пропускная способность мо-

жет составлять несколько ГВт, и на-

рушение устойчивости параллель-

ной работы по таким связям чревато

опасностью развития тяжелой ава-

рии во всем энергообъединении.

В ряде случаев не удается сохра-

нить устойчивость параллельной ра-

боты с помощью воздействия типа

[2006] Отчёт: Риск-менеджмент в электроэнергетике

Documents

Transcript of [2006] Отчёт: Риск-менеджмент в электроэнергетике