1 ЦЗ
Средневзвешенный Индекс РСВ 1 ЦЗ по итогам торгов на вторник
относительно понедельника снизился на -6.2% (-86.2 руб/МВт*ч) и составил 1297
руб/МВт*ч на фоне роста ценопринимающего предложения (+2.2%, +52.2 ГВт*ч)
темпами, опережающими рост потребления с учётом перетока (+0.5%, +11.7
ГВт*ч).
По оценкам аналитиков СКМ Маркет Предиктор (СКМ), увеличение ценопринимания
обеспечено ростом Рмин ТЭС (+1.3%, +17 ГВт*ч), ценопринимания в заявках
поставщиков сверх Рмин (+7.8%, +9.8 ГВт*ч), выработки ГЭС (+2.1%, +3 ГВт*ч),
АЭС (+0.8%, +5.5 ГВт*ч) и ВИЭ (+277.5%, +16.5 ГВт*ч).
Снижение Индекса отмечено во всех ОЭС ценовой зоны, наибольшее – в ОЭС Юга
(-143 руб/МВт*ч) на фоне роста выработки ВЭС объединения (+351%, +15.2 ГВт*ч) в
связи с ожидаемым увеличением скорости ветра во второй половине суток.
Имитационный расчёт на фундаментальной узловой модели РСВ, проведенный СКМ, при
неизменных относительно предыдущих суток заявках ВЭС ОЭС Юга показывает, что
рост Индекса объединения составил бы +113 руб/МВт*ч относительно базового
сценария.
Наименьшее снижение Индекса наблюдается в ОЭС Северо-Запада (-57 руб/МВт*ч),
где поддержку ценам оказали увеличение потребления ОАО «Петербургская сбытовая
компания» (+3.8 ГВт*ч) и уменьшение выработки Ленинградской АЭС (-6.5 ГВт*ч).
Имитационный расчет при неизменной относительно предыдущих суток выработке ЛАЭС
демонстрирует снижение Индекса ОЭС Северо-Запада -46 руб/МВт*ч относительно
базового сценария.
Годовое тестирование покупателей оптового рынка с ценозависимым снижением
потребления во 2 ЦЗ, по расчетам СКМ, привело к уменьшению Индекса 1 ЦЗ на -0.3
руб/МВт*ч в среднем за сутки и снижению обязательств покупателей в РСВ на -0.6
млн. руб.
2 ЦЗ
Во 2 ЦЗ средневзвешенный Индекс РСВ опустился на -1.7% (-16.9 руб/МВт*ч), до
968 руб/МВт*ч, что произошло на фоне снижения потребления с учётом перетока
(-0.2%, -1.1 ГВт*ч), роста выработки ГЭС (+0.1%, +0.4 ГВт*ч) и импорта
электроэнергии в ценовую зону (+46.9%, +1.2 ГВт*ч) при уменьшении Рмин ТЭС
(-1.6%, -4.2 ГВт*ч).
Движение Индекса по регионам ценовой зоны разнонаправлено, что в основном
обусловлено сетевыми ограничениями, отмечают в СКМ.
Наибольшее снижение Индекса (-56 руб/МВт*ч) отмечено на территории,
расположенной западнее запертого в течение двух часов сечения №10030 «Кузбасс —
Запад», МДП которого был увеличен на +246 МВт в среднем за сутки, что привело к
сокращению числа часов его запирания (-7). Вклад увеличения МДП сечения №10030
в снижение цены составил -15 руб/МВт*ч. Основным фактором, способствующим
уменьшению Индекса, стало увеличение перетока из 1 ЦЗ в Сибирь (+2.8 ГВт*ч) на
фоне роста ценопринимающего предложения Европы и Урала.
Снижение Индекса также зафиксировано на расположенной восточнее запертого в
течение 18 часов сечения №10031 «УИГЭС,БрГЭС — Запад» территории (-33
руб/МВт*ч). Ключевым фактором уменьшения цен стал рост выработки Братской ГЭС
(+3.3 ГВт*ч), а более существенному снижению цен здесь препятствует понижение
выработки Иркутской ГЭС (-1.9 ГВт*ч). Имитационный расчёт при неизменной
относительно предыдущих суток выработке восточных ГЭС показывает, что рост цен
на рассматриваемой территории +25 руб/МВт*ч относительно базового сценария.
На территории, расположенной между сечениями «Кузбасс — Запад» и «УИГРЭС,
БрГЭС — Запад» отмечен рост Индекса (+11 руб/МВт*ч), что, по да обусловлено
увеличением МДП сечения «Кузбасс — Запад». Из результатов сделанного СКМ
имитационного расчета следует, что при неизменном относительно предыдущих суток
МДП сечения «Кузбасс — Запад» снижение Индекса на рассматриваемой территории
составило бы -49 руб/МВт*ч относительно базового сценария.
Годовое тестирование покупателей оптового рынка с ценозависимым снижением
потребления во 2 ЦЗ привело к уменьшению Индекса 2 ЦЗ на -1.8 руб/МВт*ч в
среднем за сутки и снижению обязательств покупателей в РСВ на -0.9 млн.
руб.