В 2014−2015 гг наиболее сложные режимные ситуации сложились в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга, — СО ЕЭС
МОСКВА. 29 апреля (BigpowerNews) — В 2014−2015 гг. в российской энергосистеме сложились две сложные режимные ситуации – в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга, рассказал на совещании по подведению итогов работы энергетиков в осенне-зимний период председатель правления «Системного оператора» Борис Аюев.
В ОЭС Северо-Запада с одной стороны снижается потребление, с другой – увеличивается переток мощности из энергосистем стран Балтии, а также из-за реализованных «Росатомом» мероприятий увеличивается загрузка Ленинградской АЭС. При этом переток в ОЭС Центра регулярно загружен по максимуму (1900 МВт). Это приводит к тому, что лишняя мощность из ОЭС Северо-Западане выдается, и «Системному оператору» приходится разгружать тепловые электростанции до теплофикационного минимума – сегодня в таком режиме работает колоссальное количество ТЭС в этой энергосистеме, рассказал Аюев. В результате КИУМ Киришской ГРЭС составляет 20%, а у ее пяти ее энрегоблоков в этих условиях простой составляет 93%, у шестого современного энрегоблока – 46%. В целом в холодный резерв выведены 3−5 ГВт без возможности пуска, отметил Аюев.
Такая ситуация в ОЭС не скоро изменится, ее серьезно не улучшит даже планируемый ввод новой ЛЭП 750 кВ, так как ожидается десинхронизация стран Балтии, рассказал Аюев. Генерация будет разгружена еще долгое время, признал он.
В ОЭС Юга возникли сложности по прямо противоположным причинам — здесь наоборот выросла нагрузка и электростанции работают с очень большим КИУМ, так что в энергосистеме почти нет резерва, рассказал Аюев. Почти все связи ОЭС Юга с Украиной разрушены, работают только ЛЭП, связывающие энергосистему с Донецкой и Луганской областями. На Ростовскую энергосистему ложится дополнительная нагрузка в 560 МВт, переток в ОЭС Волги при максимальной проходимости в 1490 МВТ загружен на 1450 МВт. В результате Ставропольская ГРЭС работает с КИУМ 59%, Краснодарская ТЭЦ — 82%, Невинномысская ГРЭС — 72%, Новочерскасской ГРЭС — 74%. Резерв почти отсутствует, из-за этого велик риск отключения потребителей в случае возмущений в энергосистеме, заключил Аюев.
Чиновник также рассказал о ситуации на Байкале. Уровень воды в озере достиг минимально возможного уровня, но и приток будет низким. Это приведет к дальнейшей загрузке тепловых электростанций и росту цен. «Мы постоянно ведем дискуссии с нашими коллегами из экономических ведомств на этот счет, но нужно признать, что это объективный природный фактор», рассказал Аюев.
Хотя Б. Аюева вряд ли можно назвать чиновником - СО ЕЭС хотя и государственная на 100 %, но все-таки коммерческая организация инфраструктуры рынка - то, что он сообщил на совещании в Минэнерго, имеет для рынка электроэнергии гораздо более важное значение, чем высказывания иных настоящих чиновников в отрасли.
По сути, руководитель СО признал, что в российской модели рынка электроэнергии понятие "ценовых зон" - очень относительно - ведь ценовая зона рынка - это территория, где цены складываются в основном свободно под воздействием факторов спроса и соответствующего предложения, баланс которых и определяет цену. Да, внутри ценовых зон есть различия, связанные с ограничениями по передаче электроэнергии по сетям и степенью близости точек потребления к источникам генерации, и они учитываются в расчетной модели через дифференцированные узловые цены, но эти различия не носят фундаментальный и постоянный характер, поскольку иначе теряется смысл самого понятия ценовой зоны. Если в одной ее части спрос не может быть удовлетворен генерацией в другой ее части на постоянной основе из-за системных ограничений - отсутствия достаточной пропускной способности сетей (а именно об этом говорил Б.Аюев, касательно проблем в европейской части ЕЭС), то ценовая зона перестает быть таковой в общепринятом рыночном смысле и фактически делится на несколько зон.
Эта проблема не нова для нашей модели - с самого начала ее создания ценовые зоны были достаточно условным понятием, особенно в европейской части. Например, из Кольской энергосистемы, исторически входящей в ОЭС Северо-Запада, переток возможен в объеме 550-600 МВт и практически только в одну сторону - в Карелию, при том, что еще примерно столько же остается запертым внутри региона, что приводит к фактической невостребованности одного из четырех блоков Кольской АЭС (4Х 440 МВт).
Как это влияет на цены? Они одни из самых низких на РСВ - БР в стране - и это вроде бы рыночный фактор, атрибутируемый узловой расчетной модели, принятой в свое время у нас по американским лекалам рынков зон интерконнекторов PJM и New England - мол, она позволяет выявлять ценовой дифференциал и так образом дает правильные сигналы рынку по размещению генерации и сетей. Однако вместе с платежами за мощность конечная стоимость энергии в сравнении с другими частями Первой Ценовой зоны почти не отличается, поскольку невостребованность запертой мощности в Кольской зоне свободного перетока мощности (ЗСП) вкупе с вынужденным статусом Апатитской ТЭЦ до последнего времени давали лишь повышенный коэффициент фактического наличия мощности, подлежащей оплате потребителями региона. В последние два года попытки ограничить рост цен выливались в абсурдный неотбор на КОМ маневренных мощностей средних и небольших ГЭС Кольского полуострова, входящих в ТГК -1, и это стало еще одной значимой демонстрации российской модели рынка электроэнергии и мощности.
Совершенно очевидно, что дизайн рынка с двумя "ценовыми" зонами при том, что на самом деле их значительно больше, с последующей подразбивкой на ЗСП, которые во многом и совпадают с реальными ценовыми зонами в стандартном понимании этого термина, а не искусственно придуманном нашими доморощенными модельерами рынка, безнадежно устарел. И никакие "КОМ по ценовой зоне" или прочие подобные ухищрения, оторванные от физики процесса - передачи мощности от мест ее генерации к местам потребления по наименьшему сопротивлению в сети - не скроют хроническую неспособность нашей модели обеспечивать функционирование отрасли в нормальных рыночных дефинициях - надежность при наименьших издержках.
Узловая модель ценообразования, принятая на заре создания рынка как более эффективная с точки зрения выявления ценовых дифферециалов в энергосистеме и более "физичная", но не снабженная у нас необходимыми инструментами учета рыночных рисков территорриальной ценовой волатильности (контракты на финансовые права на передачу, распределение рисков через хеджи типа CfD и т.д.), в итоге сыграла с нами злую шутку - заставила нас создать абсолютно "нефизичные" ценовые зоны, привела к возникновению "крепостной узловой" зависимости массовых потребителей на рознице от гарантирующих поставщиков, неликвидности рынка в территориальном разрезе, препятствующей созданию стандартных финансовых инструментов. И, как следствие, невозможности хеджирования долгосрочных рисков. А это, в свою очередь, наряду с другими факторами, явилось мощным дестимулятором к заключению долгосрочных двусторонних договоров.
В этом смысле выступление Б. Аюева более чем знаменательно. Пора уже увидеть, что означают его слова о недозагрузке станций Северо- Запада и перегрузке на Юге в рамках одной ценовой зоны. Пора создавать нормальные зоны, нормальную зональную одноставочную ценовую модель, стимулирующую рыночным способом строить интерконнекторы между зонами, пора выводить рынок мощности из непонятных ежемесячных и растущих с каждым годом нашлепок к РСВ -БР в реальный прозрачный механизм поддержания резервов для стрессовых часов энергосистемы и строительства новой мощности и т.д.
Но в начале нужно признать, что то, что есть не работает или работает крайне неэффективно. В том числе и Минэнерго и СО ЕЭС России.