МОСКВА, 30 декабря (BigpowerNews) -
1 ЦЗ
Средневзвешенный Индекс РСВ 1 ЦЗ в четверг относительно среды увеличился на
+1.9% (+28 руб/МВт*ч) и составил 1540 руб/МВт*ч на фоне снижения
ценопринимающего предложения (-1.9%, -45.7 ГВт*ч) темпами, опережающими
снижение потребления с учётом перетока (-1.3%, -34.9 ГВт*ч).
По оценкам аналитиков СКМ Маркет Предиктор, уменьшение ценопринимания обеспечено
снижением Рмин ТЭС (-2.9%, -44 ГВт*ч), выработки ВИЭ (-55.3%, -7.9 ГВт*ч) и
частично компенсировано ростом ценопринимания в заявках поставщиков сверх Рмин
(+1.6%, +2 ГВт*ч), выработки АЭС (+0.4%, +2.4 ГВт*ч) и ГЭС (+1.4%, +2.1
ГВт*ч).
Рост Индекса отмечен во всех ОЭС ценовой зоны за исключением ОЭС Юга (-5
руб/МВт*ч), где снижение цен в основном обусловлено включением ВЛ 500 кВ
«Балашовская — Фроловская» и «Невинномысск — Ростовская АЭС». Имитационный
расчёт на фундаментальной узловой модели РСВ, проведенный СКМ, показывает, что
без включения данных линий рост Индекса ОЭС Юга составил бы +20 руб/МВт*ч
относительно базового сценария. Снижению Индекса ОЭС Юга также способствуют
увеличение выработки ГЭС Республики Дагестан (+0.6 ГВт*ч), уменьшение
потребления (-4.1 ГВт*ч) и перетока в Украину (-1.7 ГВт*ч), а более
существенному падению цен препятствует снижение выработки ВЭС (-7.8 ГВт*ч).
В остальных ОЭС ценовой зоны отмечен рост Индекса, наибольший – в ОЭС
Средней Волги (+39 руб/МВт*ч) на фоне остановов Б-5,6,11 Заинской ГРЭС (600
МВт), ТГ-9,11 ТЭЦ ВАЗ (277 МВт) и ТГ-1,5 Новочебоксарской ТЭЦ-3 (160 МВт).
Имитационный расчёт при неизменных относительно предыдущих суток заявках данных
станций демонстрирует снижение Индекса ОЭС Средней Волги -22 руб/МВт*ч
относительно базового сценария.
В 0,21,23 часы отмечено формирование нулевых и близких к нулю цен в узлах
Воткинской ГЭС в связи с запиранием сечений №1149 «3 АТГ ВотГЭС» и №1148 «2 АТГ
ВотГЭС», МДП которых были снижены на -4 МВт и -28 МВт в среднем за сутки
соответственно.
2 ЦЗ
Во 2 ЦЗ средневзвешенный Индекс РСВ показал рост на +3.5% (+36.3 руб/МВт*ч)
и составил 1069 руб/МВт*ч на фоне увеличения потребления с учётом перетока
(+1.1%, +7.3 ГВт*ч), снижения выработки ГЭС (-0.2%, -0.5 ГВт*ч) и импорта
электроэнергии в ценовую зону (-47.6%, -1.2 ГВт*ч) при повышении Рмин ТЭС
(+1.2%, +3.8 ГВт*ч).
По расчетам СКМ, ключевым фактором роста Индекса ценовой зоны стало
повышение потребления (+7.3 ГВт*ч) на фоне ожидаемого понижения температуры
наружного воздуха на -4.4°С. Имитационный расчёт при неизменном относительно
предыдущих суток потреблении 2 ЦЗ демонстрирует снижение Индекса 2 ЦЗ -20
руб/МВт*ч относительно базового сценария.
Рост Индекса отмечен во всех регионах ценовой зоны за исключением
Новосибирской области (-39 руб/МВт*ч) и Забайкальского края (-17 руб/МВт*ч),
где снижение цен обусловлено локальными факторами.
Основным фактором понижения цен в Забайкальском стало увеличение Рмакс
ТГ-5,7 ТЭЦ ППГХО на +50 МВт, отмечают в СКМ. Имитационный при неизменных
относительно предыдущих суток заявках ТЭЦ ППГХО демонстрирует рост Индекса в
Забайкальском крае +52 руб/МВт*ч относительно базового сценария.
Снижение Индекса в Новосибирской области обусловлено пуском Б-6
Новосибирской ТЭЦ-5 (200 МВт) и отключением в 0−18 часы ВЛ 220 кВ
«НГЭС-Тулинская», вклад которых в уменьшение цен здесь составил -49 руб/МВт*ч.
Пуск данного блока и отключение линии обеспечили уменьшение перетока по сечению
№10217 «Восточное» на -1.5 ГВт*ч, что привело к сокращению числа часов его
запирания (-11) и прекращению формирования нулевых цен в узлах Новосибирской
ТЭЦ-5.
В 17,18 часы отмечено формирование нулевых цен в узле п/ст Ново-Зиминская
Иркутской области вследствие запирания сечения №10469 «АТ-1, АТ-2
Ново-Зиминская», МДП которого был снижен в эти часы на -10 МВт и -20 МВт
соответственно.