7. Готовность генерирующего оборудования ОРЭ к выработке электроэнергии за 2013 год.
В рамках контроля готовности генерирующего оборудования участников оптового рынка к выработке электрической энергии, Системный оператор осуществляет подтверждение выполнения участниками следующих требований:
7.1. Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ)
Мощность генерирующего оборудования, готового к участию в ОПРЧ, составила 166 428 МВт, не готового к участию в ОПРЧ в среднем по году -22 190 МВт, мощность генерирующего оборудования, не имеющего технической возможности участия в ОПРЧ - 23 194 МВт.
7.2. Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности.
В течение 2013 года количество групп точек поставки генерации (ГТПГ), в отношении которых системный оператор осуществляет контроль готовности к предоставлению диапазона регулирования реактивной мощности, увеличилось до 606 (на 53 единицы). При этом в течение 2013 года системный оператор регистрировал команды на изменение реактивной мощности по 362 групповым объектам управления (ГОУ), соответствующим ГТПГ, что на 9,4 % больше, чем в 2012 году.
7.3. Участие ГЭС в автоматическом и оперативном вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности (АВРЧМ).
В 2013 году регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России осуществлялось с привлечением генерирующих мощностей на 91 ГЭС, из которых 23 ГЭС участвовали в автоматическом вторичном регулировании. За год выявлено 22 случая неудовлетворительного участия ГЭС в автоматическом вторичном регулировании частоты.
8. Параметры расчетной модели оптового рынка электроэнергии
На конец 2013 года расчетная модель оптового рынка электроэнергии включала в себя:
- узлов - 8423;
- ветвей - 13050;
- сечений - 785;
- агрегатов (режимных генерирующих единиц) - 1196;
- электростанций - 637;
- энергоблоков - 2357.
9. Функционирование балансирующего рынка за 2013 год.
В таблице 9.1. представлены ценовые показатели балансирующего рынка
Таблица 9.1.
Ценовые показатели за 2013 г. | руб./МВт ч | % к 2012 году |
Европейская зона: | ||
— средний индикатор БР | 1056,6 | 10,2 |
Сибирская зона: | ||
— средний индикатор БР | 592,6 | -6,2 |
В таблице 9.2. представлены предварительные объемы отклонений по внешней инициативе.
Таблица 9.2.
Предварительные объемы отклонений по внешней инициативе за 2013 г., тыс. МВт-ч | АЭС | ГЭС | ТЭС | Итого |
1-ая ценовая зона: |
|
|
|
|
— ИВ1- | -981,2 | -1 946,9 | -10 096,9 | -13 025 |
— ИВ1+ | 372,7 | 925,6 | 11 145,2 | 12 443,5 |
— ИВ01- | -62,9 | -1 659,4 | -3 278,6 | -5 000,9 |
— ИВ01+ | 63,5 | 1 659,3 | 3 282,3 | 5 005,1 |
— ИВ0- | -23,3 | -1 833,3 | -5 536,5 | -7 393,1 |
— ИВ0+ | 2,7 | 2 683,9 | 4 389,5 | 7 076,1 |
— ИВА- | 0 | 0 | -96,4 | -96,4 |
— ИВА+ | 0 | 0 | 78,3 | 78,3 |
2-ая ценовая зона: |
|
|
|
|
— ИВ1- | 0 | -1 128,3 | -3 377,8 | -4 506,1 |
— ИВ1+ | 0 | 1 794,2 | 2 828,5 | 4 622,7 |
— ИВ01- | 0 | -741,2 | -399,7 | -1 140,9 |
— ИВ01+ | 0 | 740,5 | 401,4 | 1 141,9 |
— ИВ0- | 0 | -2 606,6 | -223,2 | -2 829,8 |
— ИВ0+ | 0 | 2 023,7 | 297,1 | 2 320,8 |
Неценовые зоны Европейской части: |
|
|
|
|
— ИВ0- | 0 | 0 | -91,1 | -91,1 |
— ИВ0+ | 0 | 0 | 119,1 | 119,1 |
ОЭС Востока: |
|
|
|
|
— ИВ0- | 0 | -854,2 | -126,6 | -980,8 |
— ИВ0+ | 0 | 670,2 | 198,5 | 868,7 |
* В качестве отклонения ИВ1 приведена разница (ПБР-ТГ);
- Показатели ТЭС приведены без учета электростанций промышленных предприятий;
- Отклонение ИВ0 для электростанций, участвующих в регулировании, рассчитано по оперативному факту.
