Согласно Постановлению Правительства от 23 декабря 2024 г. №1868, с начала 2025 года энергосистемы Республики Коми и Архангельской области включены в состав первой ценовой зоны оптового рынка электроэнергии и мощности, а ОЭС Востока – в состав второй ценовой зоны.

Решение о запуске конкурентного рынка будет способствовать привлечению инвестиций в развитие электроэнергетической инфраструктуры и дальнейшему социально-экономическому развитию регионов.

В энергосистемах, вошедших в состав ценовых зон, выбор состава включенного генерирующего оборудования электростанций оптового рынка (ВСВГО), определение объемов поставок и цен на электроэнергию в рынке на сутки вперед (РСВ), формирование графиков загрузки на балансирующем рынке с 1 января 2025 года осуществляется так же, как и во всей Единой энергосистеме России – по результатам конкурентных отборов ценовых заявок участников рынка.

Успешный переход в первые дни нового года на новые технологии планирования и управления режимом работы энергосистем Объединенной энергосистемы Востока, энергосистем Архангельской области и Республики Коми, устойчивое функционирование энергосистем подтвердили готовность к работе в новых условиях. При подготовке к запуску рынка специалисты Системного оператора совместно с АО «АТС» и Ассоциацией «НП Совет рынка» проводили модельные расчеты, участвовали в  формировании нормативно-правовой базы и разработке регламентов оптового рынка. Переход потребовал масштабной модернизации программно-аппаратных комплексов и деловых процессов в операционных зонах территорий, вошедших в состав ценовых зон. В рамках проведения натурных испытаний были отработаны процессы технологического, организационного и информационного взаимодействия инфраструктурных организаций и участников оптового рынка.

Одной из ключевых предпосылок к распространению конкурентного ценообразования на территории неценовых зон стала необходимость привлечения инвестиций в модернизацию и строительство новой генерации. Включение в состав ценовых зон позволяет использовать конкурентные механизмы рынка мощности – проводить конкурентные отборы мощности (КОМ), отборы проектов по строительству новой генерации (КОМ НГО) и модернизации действующей генерации (КОММод), реализовывать проекты строительства СЭС и ВЭС по программе ДПМ ВИЭ, в том числе за счет переноса ранее отобранных проектов, которые планировались к строительству на территориях ценовых зон оптового рынка.

По результатам конкурентных процедур отобрано 109 единиц генерирующего оборудования с совокупной величиной резервов первичного регулирования ± 2001,37 МВт. В НПРЧ будут участвовать – 91 энергоблок на тепловых электростанциях и 18 гидрогенераторов на гидроэлектростанциях.

Услуги по НПРЧ в первой половине 2025 года будут оказывать 16 субъектов электроэнергетики: ООО «БГК», ООО «ЭН+ ГИДРО», АО «ЭН+ ГЕНЕРАЦИЯ»,АО «Интер РАО – Электрогенерация», ООО «Курганская ТЭЦ», ПАО «Мосэнерго», АО «Нижневартовская ГРЭС», ООО «Ноябрьская ПГЭ», ПАО «ОГК-2», ПАО «РусГидро», АО «Татэнерго», ПАО «ТГК-1», ООО «ВО «Технопромэкспорт», ПАО «Форвард Энерго», ПАО «ЭЛ5-Энерго», ПАО «Юнипро».

Впервые в НПРЧ будет участвовать гидроагрегат № 11, Красноярской ГЭС (АО «ЭН+ ГЕНЕРАЦИЯ»).

Решения комиссии по проведению отборов и информация о Перечне субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности в ЕЭС, опубликованы на официальном сайте АО «СО ЕЭС».

О рынке системных услуг

Рынок услуг по обеспечению системной надежности (Рынок системных услуг, РСУ) – один из важнейших механизмов поддержания необходимого уровня надежности и качества работы Единой энергетической системы России в условиях функционирования рынков электроэнергии и мощности. Виды услуг и порядок их оказания определенны Постановлением Правительства РФ от 3 марта 2010 г. №117. Системный оператор осуществляет отбор поставщиков услуг на конкурентной основе, т.е. направленный на минимизацию стоимости оказываемых услуг в рамках установленного предельного объема средств, а также заключает с отобранными субъектами договоры, контролирует качество и объем услуг, производит их оплату, координирует действия участников РСУ.

Нормированное первичное регулирование частоты – один из видов услуг по обеспечению системной надежности, направленный на обеспечение гарантированного качества первичного регулирования частоты для удержания ее отклонений в допустимых пределах при возникновении небаланса мощности в любой части энергосистемы. Осуществляется системами автоматического регулирования частоты и активной мощности электростанций.

НПРЧ ограничивает отклонения частоты, но не восстанавливает ее нормальный уровень после появления небаланса мощности в энергосистеме. Эту задачу решает автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности, которое также входит в перечень системных услуг.

Тестирование российских ИТ-продуктов проходило в течение этого года в рамках начавшегося в октябре 2023 года пилотного проекта по импортозамещению оптимизационного ПО (солверов) для решения задачи выбора состава включенного генерирующего оборудования. По итогам испытаний подтверждена возможность использования отечественного солвера ArhiPlex.

Данная разработка обладает необходимым быстродействием для эффективного решения задач оптимизации, в том числе задач Системного оператора, и использует набор общепринятых инструментов и протоколов для взаимодействия с интегрированным ПО, что обеспечивает возможность перехода с зарубежного на отечественный солвер.

Тестирование российского солвера показало его высокий потенциал в решении масштабных задач оптимизации. ArhiPlex оперативно находит оптимальное решение математических задач с несколькими миллионами переменных и ограничений.

В 2025–2026 годах планируется масштабирование проекта на другие информационные системы оперативно-диспетчерского управления, требующие решения сложных оптимизационных задач.

Стратегия Системного оператора по импортозамещению и внедрению отечественных ИТ-решений рассчитана на несколько лет. В период до 2030 года в рамках планового процесса импортозамещения будет производиться замена системного и прикладного ПО на отечественное, а также модификация автоматизированных систем диспетчерского управления.

О процедуре ВСВГО

Выбор состава включенного генерирующего оборудования – один из важнейших процессов управления электроэнергетическим режимом энергосистемы России и одна из технологических процедур, обеспечивающих функционирование оптового рынка электроэнергии и мощности.

Задача этой формализованной процедуры – определение планового перечня включенных в работу и находящихся в холодном резерве единиц генерирующего оборудования. ВСВГО предусматривает ежесуточную подачу генерирующими компаниями Системному оператору информации о составе и технических параметрах генерирующего оборудования и Коммерческому оператору – о ценовых параметрах ценовых заявок ВСВГО. На основании этих данных, прогнозируемых параметров электроэнергетического режима энергосистемы и прогноза потребления  мощности Системный оператор ежесуточно формирует в соответствии с математической моделью, утвержденной в составе регламентов оптового рынка, оптимальный состав генерирующего оборудования на предстоящий период от 2 до 4 дней с последующим ежедневным уточнением расчетов, что позволяет учесть актуальную информацию об изменениях в режимах работы сетевого и генерирующего оборудования.

Результаты расчетов ВСВГО доводятся до участников ОРЭМ и закладываются в доводимый до субъектов диспетчерского управления диспетчерский график, в соответствии с которым функционирует генерирующее оборудование электростанций.

По оперативным данным Филиала АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай» (Новосибирское РДУ), 26 декабря в 07:00 по московскому времени при среднесуточной температуре наружного воздуха -19,2 ºС в энергосистеме Республики Алтай и Алтайского края в границах Республики Алтай зафиксирован новый максимальный уровень потребления электрической мощности, который составил 139 МВт.

Новое значение исторического максимума на 3 МВт превысило значение прежнего максимума, зафиксированного 13 декабря 2023 года при среднесуточной температуре -28,8 ºС.

Достижение максимума потребления электрической мощности по Республике Алтай обусловлено активным развитием туристического комплекса в регионе, а также увеличением потребления на электроотопление.

В период максимальных нагрузок энергосистема Республики Алтай и Алтайского края функционирует стабильно. Расчёт прогнозного максимального потребления на осенне-зимний период 2024/2025 года выполнено для наиболее неблагоприятных температурных условий энергосистемы. В соответствии с этим прогнозом заблаговременно сформирован резерв мощности генерирующего оборудования в объеме, необходимом для устойчивой работы энергосистемы во время максимальных нагрузок.

Филиал Системного оператора «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Красноярского края и Республики Тыва» (Красноярское РДУ) разработал и реализовал комплекс режимных мероприятий для проведения испытаний и ввода в работу новых и реконструированных объектов электроэнергетики, расположенных на территории Северо-Енисейского района Красноярского края.Ввод энергообъектов необходим для подключения новых золотодобывающих предприятий «Амикан» и «Полюс Красноярск».

Реализация крупнейшего проекта реконструкции сетевых объектов 220 кВ – подстанции (ПС) 220 кВ Тайга, ПС 220 кВ Раздолинская, воздушных линий (ВЛ) 220 кВ Приангарская – Раздолинская – стала важным этапом по развитию электросетевой инфраструктуры в одном из крупнейших золотодобывающих регионов страны – в районе Северо-Енисейского золотого пояса Красноярского края. В рамках реализации комплексного инвестиционного проекта (КИП) «Енисейская Сибирь» обеспечено подключение к электрическим сетям Филиала ПАО «Россети» - МЭС Сибири новых промышленных предприятий «Горнорудной компании Амикан» (входит в состав АО «Полиметалл»), максимальной мощностью 15,2 МВт, и золотодобывающей компании «Полюс Красноярск» (входит в состав АО «Полюс»), суммарной максимальной мощностью 129 МВт.

В ходе реконструкции для обеспечения технологического присоединения предприятий на объектах компании «Россети» выполнены работы по увеличению пропускной способности двух воздушных линий электропередач (ВЛ) 220 кВ Приангарская – Раздолинская и увеличению в 1,5 раза номинальной трансформаторной мощности подстанции 220 кВ Тайга до 375 МВА, питающей новые промышленные мощности рудных компаний.

Стандарт разработан АО «СО ЕЭС» по плану работ подкомитета ТК016/ПК-1 «Электроэнергетические системы».

Частотная делительная автоматика (ЧДА) является одним из видов автоматики ограничения снижения частоты и предназначена для предназначена для предотвращения полного останова тепловых электростанций (ТЭС) при недопустимом снижении частоты в энергосистеме путём выделения ТЭС, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные нужды или на район нагрузки.

ГОСТ Р 71812 – 2024 определяет порядок, общие технические и организационные требования к проведению проверки устойчивой работы генерирующего оборудования тепловых электростанций при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку. В том числе ГОСТ устанавливает:

• требования к проведению натурных испытаний с выделением генератора на собственные нужды и испытаний по определению величины максимально допустимого небаланса активной мощности при выделении генерирующего оборудования на изолированную нагрузку и оформлению результатов таких испытаний;
• порядок и методики проведения испытаний по определению величины максимально допустимого небаланса активной мощности при выделении генерирующего оборудования тепловых электростанций на изолированную нагрузку;
• порядок проведения анализа балансов активной мощности при выделении генерирующего оборудования тепловой электростанции на изолированную нагрузку действием ЧДА.

Также новый документ устанавливает требования к документационному оформлению результатов проверки устойчивой работы генерирующего оборудования тепловых электростанций при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку.

Кроме того, определяется порядок разработки мероприятий по обеспечению работоспособности ЧДА в случае, если устойчивая работа генерирующего оборудования при его выделении на изолированную нагрузку действием этой автоматики не обеспечивается, а также требования к временному и постоянному решениям о технической невозможности выполнения частотной делительной автоматики на тепловой электростанции.

ГОСТ Р 71812 – 2024 вводится в действие 1 февраля 2025 года. После издания официальный текст национального стандарта будет доступен для ознакомления на сайте Росстандарта, а также для заказа в интернет-магазине уполномоченной организации ФГБУ «Институт стандартизации».

Информация о ТК 016«Электроэнергетика»

Технический комитет «Электроэнергетика» (ТК 016) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) в его современном виде сформирован в сентябре 2014 года путем реорганизации ряда технических комитетов по стандартизации в области электроэнергетики. Базовой организацией комитета, выполняющей также функции секретариата ТК 016, является АО «СО ЕЭС». В состав ТК 016 входят семь подкомитетов (ПК) также имеющих свою базовую организацию. Системный оператор выступает базовой организацией ПК-1 «Электроэнергетические системы» и ПК-7 «Интеллектуальные технологии в электроэнергетике».

Сфера деятельности ТК 016 — стандартизация в электроэнергетике в области электроэнергетических систем и энергообъектов, включая электрические тепловые, гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции, передающие и распределительные электрические сети, а также стандартизация системных требований к оборудованию электрических станций и сетей, в том числе систем силовой электроники.

24 декабря 2024 года в 14:00 по Хабаровскому времени, при среднесуточной температуре наружного воздуха — 22,5 ºС потребление мощности в энергосистеме Хабаровского края достигло исторического максимума 1790 МВт. Это на 34 МВт больше предыдущего максимума, который был зафиксирован в конце прошлого года — 22 декабря — при температуре −31,7 ºС. По прогнозам Системного оператора, наступившей зимой достигнутый уровень потребления мощности может быть ещё превышен.

Рост уровня потребления на территории ОЭС Востока в декабре 2024 связан не только с установившимися низкими температурами, но и ростом нагрузки крупных промышленных предприятий региона, в том числе Малмыжского горно-обогатительного комбината в Хабаровском крае.

Стандарт разработан специалистами Системного оператора в рамках Технического комитета 016 «Электроэнергетика» Росстандарта по плану работ подкомитета ТК016/ПК-7 «Интеллектуальные технологии в электроэнергетике».

ГОСТ Р 58651.11–2024 входит в серию национальных стандартов «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики», предназначенных для решения расчетных, аналитических, статистических и иных задач в электроэнергетике, включая задачу стандартизации информационного обмена между организациями отрасли.

Профиль информационной модели для расчетов установившегося режима и токов короткого замыкания представляет собой обязательную часть информационной модели, необходимую для обеспечения однозначной интерпретации передаваемых и получаемых данных всеми участниками технологического информационного обмена.

Профиль информационной модели для задач расчета установившегося режима и расчета токов короткого замыкания дополнил профили информационной модели, утвержденные ранее национальными стандартами:

• ГОСТ Р 58651.2 — Базисный профиль информационной модели,
• ГОСТ Р 58651.3 — Профиль информмодели ЛЭП и электросетевого оборудования 110–750 кВ,
• ГОСТ Р 58651.4 — Профиль информмодели генерирующего оборудования,
• ГОСТ Р 58651.6 — Профиль информмодели ЛЭП и электросетевого оборудования 0,4–35 кВ.

ГОСТ Р 58651.11–2024 вводится в действие 1 февраля 2025 года. После издания официальный текст национального стандарта будет доступен для ознакомления на сайте Росстандарта, а также для заказа в интернет-магазине уполномоченной организации ФГБУ «Институт стандартизации».

Информация о ТК 016 «Электроэнергетика»

Технический комитет «Электроэнергетика» (ТК 016) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) в его современном виде сформирован в сентябре 2014 года путем реорганизации ряда технических комитетов по стандартизации в области электроэнергетики. Базовой организацией комитета, выполняющей также функции секретариата ТК 016, является АО «СО ЕЭС». В состав ТК 016 входят семь подкомитетов (ПК) также имеющих свою базовую организацию. Системный оператор выступает базовой организацией ПК-1 «Электроэнергетические системы» и ПК-7 «Интеллектуальные технологии в электроэнергетике».

Сфера деятельности ТК 016 — стандартизация в электроэнергетике в области электроэнергетических систем и энергообъектов, включая электрические тепловые, гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции, передающие и распределительные электрические сети, а также стандартизация системных требований к оборудованию электрических станций и сетей, в том числе систем силовой электроники.

Согласно утвержденной программе, смена диспетчеров, заступившая на дежурство в новом здании диспетчерского центра, после проверки готовности всех систем и по команде директора Новосибирского РДУ в 03 час. 30 мин. по московскому времени приняла оперативно-диспетчерское управление у дежурной смены, управлявшей электроэнергетическим режимом из старого диспетчерского центра.

История централизованного диспетчерского управления Новосибирской энергосистемой насчитывает 88 лет, Алтайской энергосистемой – 73 года. Созданный в 2008 году Филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ, с 2017 года выполняет функции оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай.

С 1951 года Оперативно-диспетчерская служба, входившая в то время в состав РЭУ «Новосибирскэнерго», располагалась в здании по ул. Свердлова. Спустя 73 года началась новая глава истории оперативно-диспетчерского управления. Теперь центр управления энергосистемами трех регионов переместился в собственное, специально построенное здание Системного оператора.

Управление режимами работы энергосистем Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай из нового диспетчерского центра позволит расширить наблюдаемость текущего состояния объектов диспетчеризации, ускорить принятие диспетчерами оперативных решений, добиться большей эффективности планирования и управления режимами.

Перевод оперативно-диспетчерского управления в новое здание Новосибирского РДУ стал важным этапом территориального инвестиционного проекта АО «СО ЕЭС» по созданию инфраструктуры и технологическому переоснащению диспетчерских центров. Главная цель проекта – повышение надежности оперативно-диспетчерского управления.

Следующим шагом станет перевод в новое здание в 2025 году оперативно-диспетчерского управления Объединенной энергосистемой Сибири, охватывающей четыре часовых пояса. Филиал Системного оператора ОДУ Сибири, управляющий режимами 10 энергосистем на территории 12 субъектов РФ, переместится в Новосибирск – центр Сибирского федерального округа.