В 1 ЦЗ показатель вырос на 0,5% из-за увеличения спроса, несмотря на рост ценопринимания. Во 2 ЦЗ индекс снизился на почти 13% на фоне сокращения потребления и возросшей выработки ГЭС.
МОСКВА, 23 ноября (BigpowerNews) -
1 ЦЗ
Средневзвешенный Индекс РСВ 1 ЦЗ относительно понедельника поднялся на +0.5%
(+7.2 руб/МВт*ч) и составил 1445 руб/МВт*ч на фоне роста потребления с учётом
перетока (+0.4%, +9.6 ГВт*ч) при увеличении ценопринимающего предложения
(+0.7%, +15 ГВт*ч).
Рост ценопринимания обеспечен увеличением Рмин ТЭС (+3.1%, +40 ГВт*ч),
ценопринимания в заявках поставщиков сверх Рмин (+11.8%, +15.4 ГВт*ч) и
частично компенсирован снижением выработки АЭС (-4.2%, -27.9 ГВт*ч), ВИЭ
(-50.2%, -10.9 ГВт*ч) и ГЭС (-1.5%, -2.1 ГВт*ч).
Рост Индекса ценовой зоны обеспечен повышением цен в ОЭС Северо-Запада (+52
руб/МВт*ч), Центра (+15 руб/МВт*ч) и Средней Волги (+5 руб/МВт*ч). По оценкам
аналитиков СКМ Маркет Предиктор
(СКМ), ключевым фактором увеличения цен стал останов Б-6 Ленинградской АЭС
(1188 МВт), незапланированный на этапе ВСВГО. Имитационный расчёт на
фундаментальной узловой модели РСВ, проведенный СКМ, показывает, что без
останова данной ЕГО снижение Индекса ОЭС Северо-Запада составило бы -154
руб/МВт*ч относительно базового сценария (-103 руб/МВт*ч в 1 ЦЗ).
В ОЭС Юга отмечено снижение Индекса (-20 руб/МВт*ч) на фоне увеличения
предложения ТЭС объединения (+10.6 ГВт*ч), в основном обеспеченного пусками
ПГУ-1 Севастопольской ПГУ-ТЭС (251 МВт), ТГ-6 Невинномысской ГРЭС (155 МВт),
ТГ-4−9 Сакской ПГУ (118 МВт) и ТГ-4 Астраханской ТЭЦ-2 (110 МВт). Имитационный
расчёт при неизменных относительно предыдущих суток заявках данных станций
демонстрирует рост Индекса ОЭС Юга +56 руб/МВт*ч относительно базового
сценария.
Снижение Индекса также отмечено в ОЭС Урала (-5 руб/МВт*ч) на фоне
увеличения перетока из 2 ЦЗ (+11.1 ГВт*ч), обеспеченного в основном ростом
выработки Усть-Илимской ГЭС (+14 ГВт*ч).
2 ЦЗ
Во 2 ЦЗ средневзвешенный Индекс РСВ относительно понедельника снизился на
-12.8% (-138.6 руб/МВт*ч) и составил 945 руб/МВт*ч на фоне снижения потребления
с учётом перетока (-0.3 ГВт*ч), увеличения выработки ГЭС (+4.8%, +16.2 ГВт*ч) и
Рмин ТЭС (+0.4%, +1.1 ГВт*ч) при понижении импорта электроэнергии в ценовую
зону (-78.2%, -4.8 ГВт*ч).
Снижение Индекса отмечено во всех регионах ценовой зоны, наибольшее (-146
руб/МВт*ч) – на территории, расположенной восточнее запертого в течение 13
часов сечения №10030 «Кузбасс-Запад» (+10), переток по которому увеличился на
+7.8 ГВт*ч. По расчетам СКМ, ключевым фактором снижения Индекса здесь стал рост
выработки Усть-Илимской ГЭС (+14 ГВт*ч) на фоне включения ВЛ 500 кВ
«Усть-Илимская ГЭС 3Т — Усть-Илимская ГЭС ВЛ-572» и «Усть-Илимская ГЭС ВЛ-572 —
Братский ПП 500 кВ 1 — 4 СШ 500 кВ», что привело к росту МДП сечения №10035
«Выдача мощности Усть-Илимской ГЭС» (+645 МВт) и увеличению перетока по нему в
западном направлении (+14 ГВт*ч). Снижению Индекса на данной территории также
способствуют рост выработки Братской (+1.2 ГВт*ч), Богучанской ГЭС (+0.7 ГВт*ч)
и уменьшение потребления (-3.5 ГВт*ч). Имитационный расчёт на фундаментальной
узловой модели РСВ при неизменной относительно предыдущих суток выработке
иркутских и красноярских ГЭС демонстрирует рост Индекса на рассматриваемой
территории +97 руб/МВт*ч относительно базового сценария (во 2 ЦЗ +85
руб/МВт*ч).
На расположенной западнее сечения «Кузбасс — Запад» территории снижение
Индекса менее существенно (-103 руб/МВт*ч), вклад увеличения выработки
восточных ГЭС в уменьшение цен составляет -38 руб/МВт*ч, отмечают аналитики. По
их оценкам, поддержку Индексу здесь оказывает запирание сечения №10030, а более
существенному укреплению цен препятствуют пуски ТГ-8 Томь-Усинской ГРЭС (200
МВт), ТГ-3 Беловской ГРЭС (200 МВт) и ТГ-1,2,3,11 Омской ТЭЦ-3 (145 МВт).
В пяти часах суток отмечено формирование нулевых и близких к нулю цен в
узлах Иркутской области в связи с запиранием сечения №10469 «АТ-1, АТ-2
Ново-Зиминская».