Об утверждении Методических указаний по проектированию развития энергосистем и о внесении изменений в приказ Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. № 1195

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 06.12.2022 г. № 1286 (Официальный интернет-портал правовой информации (www.pravo.gov.ru) от 30.12.2022 г., ст. 0001202212300055)

Исходная редакция

См. последующие изменения

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

Москва

6 декабря 2022 г. № 1286

Об утверждении Методических указаний по проектированию развития энергосистем и о внесении изменений в приказ Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. № 1195

Зарегистрирован Минюстом России 30 декабря 2022 г.

Регистрационный № 71920

В соответствии с абзацем пятым подпункта "в" и абзацем шестым подпункта "г" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации"1, подпунктом "в" пункта 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. № 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации"2 и подпунктом "к" пункта 10 Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 8613, абзацем первым пункта 1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. № 4004, приказываю:

______________________________

1 Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, № 34, ст. 5483.

2 Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, № 11, ст. 1562.

3 Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 52, ст. 5525; 2018, № 34, ст. 5483.

4 Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 22, ст. 2577.

1. Утвердить:

Методические указания по проектированию развития энергосистем согласно приложению № 1 к настоящему приказу;

изменения, которые вносятся в приказ Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. № 1195 "Об утверждении Правил разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и о внесении изменений в приказы Минэнерго России от 3 августа 2018 г. № 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", от 8 февраля 2019 г. № 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. № 229"5, согласно приложению № 2 к настоящему приказу.

______________________________

5 Зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный № 63248.

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2023 г., за исключением абзаца четвертого подпункта "в" пункта 27 Методических указаний по проектированию развития энергосистем, утвержденных настоящим приказом, который вступает в силу с 1 января 2025 г.

Министр Н.Г.Шульгинов

Приложение № 1 к приказу Минэнерго России от 6 декабря 2022 г. № 1286

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по проектированию развития энергосистем

I. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по проектированию развития энергосистем (далее - Методические указания) устанавливают требования к планированию (проектированию) развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России), входящих в нее объединенных и территориальных энергосистем, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем на территории Российской Федерации (далее - планирование развития энергосистем), включая требования:

к разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, схемы и программы развития электроэнергетических систем России, а до утверждения указанных схемы и программы в 2024 г. - также к разработке схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, в пределах которых расположены технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы (далее - документы перспективного развития электроэнергетики);

к определению технических решений при технологическом присоединении объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства (далее - объекты электроэнергетики) и энергопринимающих устройств к электрическим сетям номинальным напряжением 35 кВ и выше, в том числе при разработке схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии (далее - схема выдачи мощности и схема внешнего электроснабжения соответственно);

к определению технических решений при строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, их модернизации и техническом перевооружении, связанном с заменой оборудования с изменением его технических параметров (далее - реконструкция), в том числе в рамках разработки проектной документации на строительство (реконструкцию) объектов электроэнергетики, разработки мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, необходимых для обеспечения возможности вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации.

Далее по тексту Методических указаний разработка документов и определение технических решений, указанных в абзацах втором - четвертом настоящего пункта, совместно именуются "работы по планированию развития энергосистем".

2. Требования Методических указаний не распространяются на работы по планированию развития энергосистем, технические задания на выполнение которых утверждены до даты вступления Методических указаний в силу.

3. Выполнение требований Методических указаний является обязательным для:

системного оператора электроэнергетических систем России (далее - системный оператор), а в период до 31 декабря 2023 г. включительно - также субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее системный оператор и указанные субъекты совместно именуются "субъект оперативно-диспетчерского управления");

федерального органа исполнительной власти, осуществляющего утверждение схемы и программы развития электроэнергетических систем России;

органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации и организаций, осуществляющих в 2023 г. разработку (участвующих в разработке) схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации в отношении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем;

организаций, осуществляющих разработку или согласование мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, необходимых для обеспечения технической возможности вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации;

организаций, осуществляющих определение технических решений при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики, технологическом присоединении объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок к электрическим сетям, в том числе разработку схем выдачи мощности и схем внешнего электроснабжения, разработку и согласование необходимой для этого документации или выступающих заказчиками при выполнении указанных работ.

4. В Методических указаниях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации об электроэнергетике.

Положения Методических указаний, относящиеся к объектам по производству электрической энергии, электростанциям, генерирующим мощностям, распространяются на системы накопления электрической энергии.

5. При выполнении работ по планированию развития энергосистем подлежат соблюдению требования настоящей главы и следующих глав Методических указаний:

а) II - XI, XV - при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики;

б) II, V - VIII, X, XI, XV - при разработке схемы и программы развития электроэнергетических систем России, а также при разработке схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации в отношении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем в период до утверждения в 2024 г. схемы и программы развития электроэнергетических систем России;

в) II - при формировании долгосрочного и среднесрочного прогноза потребления электрической энергии и мощности;

г) IV - VII, X, XII - при определении технических решений при строительстве (реконструкции) объектов по производству электрической энергии (за исключением технических решений, указанных в подпункте "ж" настоящего пункта);

д) X, XI - при определении технических решений при строительстве (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства с высшим классом номинального напряжения 35 кВ и выше (за исключением технических решений, указанных в подпункте "ж" настоящего пункта);

е) V, VII, X, XII, XIII - при определении технических решений при технологическом присоединении объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям номинальным напряжением 35 кВ и выше, включая разработку схем выдачи мощности и схем внешнего электроснабжения;

ж) V - VII, X - XIV - при определении технических решений при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики в рамках разработки мероприятий, необходимых для обеспечения возможности вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации.

6. Работы по планированию развития энергосистем, указанные в подпунктах "г" - "ж" пункта 5 Методических указаний, должны выполняться на основе документов перспективного развития электроэнергетики.

7. При выполнении работ по планированию развития энергосистем принимаются технические решения, предусматривающие:

строительство, реконструкцию объектов по производству электрической энергии с изменением установленной генерирующей мощности, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования;

строительство, реконструкцию с изменением номинальных параметров (пропускной способности), вывод из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства.

8. При выполнении работ по планированию развития энергосистем, указанных в подпунктах "а" и "б" пункта 5 Методических указаний, должна соблюдаться следующая последовательность основных действий, входящих в содержание таких работ:

а) при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики:

разработка долгосрочного прогноза потребления электрической энергии и мощности в соответствии с главой II Методических указаний;

разработка и обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в соответствии с главой III Методических указаний;

определение предельных параметров суточных графиков потребления мощности, формирование балансов электрической энергии и мощности в соответствии с главой V Методических указаний;

проведение расчетов балансовой надежности в соответствии с главой VI Методических указаний;

комплексное обоснование размещения генерирующих мощностей, включая разработку и обоснование предложений по типу, размещению, величине установленной генерирующей мощности и срокам сооружения электростанций, в соответствии с главой IV Методических указаний;

оценка достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования электростанций для обеспечения покрытия суточной неравномерности графика потребления мощности в соответствии с главой V Методических указаний;

обоснование развития электрической сети, включая выбор ее конфигурации, основных параметров и сроков сооружения объектов электросетевого хозяйства, в соответствии с главами X и XI Методических указаний;

оценка потребности тепловых электростанций в органическом топливе в соответствии с главой VIII Методических указаний;

оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду и разработка предложений по снижению негативного влияния в соответствии с главой IX Методических указаний;

оценка экономических последствий реализации предлагаемых технических решений в соответствии с главой XV Методических указаний;

б) при разработке схемы и программы развития электроэнергетических систем России, схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации в отношении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем:

разработка прогноза потребления электрической энергии и мощности на период, на который разрабатывается соответствующая схема и программа развития, в соответствии с главой II Методических указаний;

формирование балансов электрической мощности и энергии в соответствии с главами V и VII Методических указаний;

проведение расчетов балансовой надежности в соответствии с главой VI Методических указаний;

разработка и обоснование предложений по типу, размещению, величине установленной генерирующей мощности и срокам сооружения электростанций в соответствии с главами IV - VII Методических указаний;

обоснование развития электрической сети, включая выбор ее конфигурации, основных параметров и сроков сооружения объектов электросетевого хозяйства, в соответствии с главами X и XI Методических указаний;

оценка потребности тепловых электростанций в органическом топливе в соответствии с главой VIII Методических указаний;

оценка экономических последствий реализации предлагаемых технических решений в соответствии с главой XV Методических указаний.

9. При выполнении работ по планированию развития энергосистем должны быть обеспечены:

соблюдение требований Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 9371 (далее - Правила технологического функционирования электроэнергетических систем);

______________________________

1 Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, № 34, ст. 5483; 2021, № 6, ст. 985.

сбалансированность объемов производства и потребления электрической энергии и мощности;

выполнение требований к устойчивости энергосистемы, предусмотренных требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. № 6302 (далее - Методические указания по устойчивости энергосистем);

______________________________

2 Зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный № 52023, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. № 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный № 63248). Данный приказ действует до 31 августа 2027 г.

нахождение параметров электроэнергетического режима энергосистемы (далее - электроэнергетический режим) в пределах допустимых значений, определяемых в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, а также главой X Методических указаний;

технико-экономическое сравнение вариантов развития генерирующих мощностей и электрических сетей номинальным напряжением 35 кВ и выше.

10. При выполнении работ по планированию развития энергосистем обоснование, выбор и принятие технических решений должны осуществляться на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития энергосистемы в целом и (или) отдельных ее частей (элементов) (далее - технико-экономическое сопоставление вариантов технических решений) путем оценки их сравнительной эффективности по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат при одинаковых технических эффектах от реализации рассматриваемых вариантов. Выбранный вариант технических решений должен сохранять экономическое преимущество при изменении исходных показателей в пределах 30% от исходных значений.

Вопросы предоставления земельных участков для размещения объектов электроэнергетики, строительство (реконструкция) которых предусмотрены такими техническими решениями, при выполнении указанных в абзаце первом настоящего пункта работ по планированию развития энергосистемы, в том числе при обосновании и выборе технических решений по развитию энергосистемы, рассмотрению не подлежат.

11. При технико-экономическом сопоставлении вариантов технических решений:

а) все экономические показатели сравниваемых в соответствии с пунктом 10 Методических указаний вариантов технических решений (в том числе технико-экономические показатели для разных типов генерирующих мощностей, а также стоимостные показатели типовых технологических решений капитального строительства объектов электросетевого хозяйства) должны определяться в ценах одного года;

б) стоимостные показатели должны формироваться в том числе на основании фактически сложившихся цен и затрат с учетом прогноза их роста;

в) экономические расчеты должны выполняться в реальном выражении, без учета инфляции, налогов, с приведением стоимостных показателей к ценам на конец последнего отчетного года, по которому опубликована полная отчетная экономическая информация Федеральной службы государственной статистики в разрезе страны, федеральных округов и субъектов Российской Федерации (далее - базовый год).

12. Проверка выполнения требований к устойчивости энергосистемы и параметрам электроэнергетического режима, указанных в пункте 9 Методических указаний, осуществляется путем проведения расчетов и анализа перспективных электроэнергетических режимов, устойчивости энергосистем и токов короткого замыкания.

Указанные в абзаце первом настоящего пункта расчеты должны осуществляться посредством математического моделирования режимов работы энергосистем с использованием перспективных расчетных моделей электроэнергетических систем (далее - перспективные расчетные модели), формируемых и поддерживаемых в актуальном состоянии субъектом оперативно-диспетчерского управления в соответствии с Правилами формирования и поддержания в актуальном состоянии цифровых информационных моделей электроэнергетических систем и перспективных расчетных моделей электроэнергетических систем для целей перспективного развития электроэнергетики, утверждаемыми Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 10 статьи 6.1 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике"3.

______________________________

3 Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2022, № 24, ст. 3934.

13. При планировании развития энергосистем должны использоваться следующие перспективные расчетные модели:

электрические расчетные модели энергосистем - для выполнения расчетов и анализа перспективных электроэнергетических режимов, устойчивости энергосистем и токов короткого замыкания в соответствии с главами X - XIV Методических указаний;

энергетическая расчетная модель ЕЭС России (технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем) - для выполнения расчетов в соответствии с главами VI и VII Методических указаний.

II. Прогноз потребления электрической энергии и мощности

14. Разработке в соответствии с требованиями настоящей главы подлежат:

долгосрочный прогноз потребления электрической энергии и мощности, формируемый при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики (далее - долгосрочный прогноз потребления);

среднесрочный прогноз потребления электрической энергии и мощности, формируемый при разработке схемы и программы развития электроэнергетических систем России (схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации в отношении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем);

прогнозы потребления электрической энергии и мощности на перспективные периоды, разрабатываемые при выполнении иных работ по планированию развития энергосистем, указанных в пункте 5 Методических указаний.

15. Указанные в пункте 14 Методических указаний прогнозы потребления электрической энергии и мощности (далее - прогноз потребления) представляют собой прогнозы годового потребления электрической энергии и максимального потребления мощности.

Долгосрочный прогноз потребления должен разрабатываться для ЕЭС России и синхронных зон на основании прогнозов потребления по субъектам Российской Федерации и территориальным энергосистемам.

Среднесрочный прогноз потребления, формируемый при разработке схемы и программы развития электроэнергетических систем России, должен разрабатываться для ЕЭС России и синхронных зон на основании прогнозов потребления по территориальным энергосистемам.

Среднесрочный прогноз потребления, формируемый при разработке схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, должен разрабатываться для соответствующих технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

Прогнозы потребления, формируемые при выполнении работ, указанных в подпунктах "г" - "ж" пункта 5 Методических указаний, должны разрабатываться для отдельных энергорайонов.

16. Долгосрочный и среднесрочный прогнозы потребления должны разрабатываться на основе:

а) базового сценария прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного в соответствии с Федеральным законом от 28.06.2014 № 172-ФЗ "О стратегическом планировании в Российской Федерации"4 (далее - Федеральный закон "О стратегическом планировании в Российской Федерации");

______________________________

4 Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26, ст. 3378; 2020, № 31, ст. 5023.

б) отраслевых документов стратегического планирования, утвержденных в соответствии с Федеральным законом "О стратегическом планировании в Российской Федерации";

в) статистической информации из форм государственного статистического наблюдения в части показателей, отражающих для Российской Федерации и ее субъектов динамику и структуру валового внутреннего и валового регионального продуктов, отчетных значений экономических переменных, динамику и структуру потребления электроэнергии по видам экономической деятельности;

г) информации об инвестиционных проектах, реализуемых или планируемых к реализации в субъектах Российской Федерации, включая в отношении каждого инвестиционного проекта информацию о сроках, этапах и условиях реализации, финансовой обеспеченности, объемах инвестиций и выпуска продукции и других экономических характеристиках, прогнозируемом потреблении электрической энергии и мощности, технических условиях для технологического присоединения к электрическим сетям (далее - технологическое присоединение), выданных в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике (далее - инвестиционные проекты);

д) документов перспективного развития электроэнергетики;

е) информации о показателях фактических балансов электрической энергии по субъектам электроэнергетики и информации о прогнозах потребления электрической энергии (мощности) субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии, предоставленной в соответствии с правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Минэнерго России в соответствии с подпунктом "б" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации"5;

______________________________

5 Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, № 34, ст. 5483.

ж) информации о структуре потребления электрической энергии субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - оптовый рынок), полученной системным оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

з) информации о фактических балансах мощности территориальной энергосистемы, сформированных субъектом оперативно-диспетчерского управления.

17. Прогнозы потребления, указанные в абзаце пятом пункта 15 Методических указаний, должны разрабатываться на основе документов и информации, указанных в подпунктах "г" - "з" пункта 16 Методических указаний.

18. Разработка прогноза потребления на среднесрочный период должна осуществляться в следующей последовательности:

а) формирование статистической базы прогнозирования потребления электрической энергии по существующим энергопринимающим устройствам потребителей электрической энергии территориальной энергосистемы в соответствии с пунктами 19 - 24 Методических указаний;

б) формирование прогноза потребления электрической энергии существующими энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в составе территориальной энергосистемы на период, для которого выполняются расчеты (далее - расчетный период), в соответствии с пунктом 25 Методических указаний;

в) формирование прогноза потребления мощности существующими энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в составе территориальной энергосистемы на расчетный период в соответствии с пунктом 26 Методических указаний;

г) формирование прогноза потребления электрической энергии и мощности вновь присоединяемыми энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в составе территориальной энергосистемы на основе сведений об инвестиционных проектах, планируемых к реализации в расчетном периоде, в соответствии с пунктами 28 и 29 Методических указаний;

д) формирование итогового прогноза потребления электрической энергии и мощности по территориальным энергосистемам в соответствии с пунктом 30 Методических указаний;

е) формирование итогового прогноза потребления электрической энергии и мощности по ЕЭС России в соответствии с пунктом 31 Методических указаний.

19. При формировании статистической базы прогнозирования потребления электрической энергии должно учитываться индивидуальное влияние на динамику потребления электрической энергии территориальной энергосистемы за фактический период продолжительностью пять календарных лет (далее - базовый период):

а) потребления электрической энергии существующими энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии, в отношении которых имеется информация о фактическом потреблении электрической энергии (мощности) в базовом периоде (далее - контролируемые потребители);

б) потребления электрической энергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций, включая производственные нужды гидроаккумулирующих электростанций (далее - ГАЭС) в насосном режиме, и потери в станционных сетях (далее - СН);

в) потерь электрической энергии в единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС);

г) потребления электрической энергии населением и приравненными к нему категориями потребителей (далее - население);

д) потребления электрической энергии иными потребителями, не указанными в подпунктах "а" - "г" настоящего пункта (далее - прочие потребители).

20. При формировании статистической базы изменения потребления электрической энергии по контролируемым потребителям в отношении каждого года N базового периода должны определяться объемы индивидуального потребления электрической энергии - (млн кВт·ч) каждого контролируемого потребителя i (группы потребителей) территориальной энергосистемы и суммарный объем потребления по всем таким потребителям электрической энергии - (млн кВт·ч).

21. Формирование статистической базы прогнозирования потребления электрической энергии на СН должно осуществляться в следующем порядке:

а) в отношении каждого года N базового периода определяются суммарные объемы потребления на СН электростанций, за исключением атомных электростанций (далее - АЭС) - (млн кВт·ч);

б) в отношении каждого года N базового периода определяются суммарные объемы дискретного изменения потребления на СН электростанций за исключением АЭС, связанные:

с вводом в эксплуатацию генерирующего оборудования - (млн кВт·ч);

с выводом из эксплуатации генерирующего оборудования - (млн кВт·ч);

в) базовый расчетный объем потребления на СН электростанций (за исключением АЭС) (млн кВт·ч) рассчитывается по формуле:

, (1)

где:

n - количество лет базового периода;

- объем потребления на СН в последнем году базового периода по объектам, введенным в эксплуатацию в базовый период (млн кВт·ч);

г) из полученного значения показателя (млн кВт·ч) вычитаются объемы расхода электрической энергии на производственные нужды ГАЭС в насосном режиме - (млн кВт·ч).

22. Формирование статистической базы прогнозирования потерь электрической энергии в сетях ЕНЭС должно осуществляться в следующем порядке:

а) определяется доля потерь в сетях ЕНЭС территориальной энергосистемы - (относительных единиц, далее - о.е.) в отношении каждого года N базового периода по формуле:

, (2)

где:

- потери электрической энергии в сетях ЕНЭС в году N базового периода (млн кВт·ч);

- потребление электрической энергии территориальной энергосистемы в году N базового периода (млн кВт·ч);

- потребление электрической энергии на СН электростанций (за исключением АЭС) в году N базового периода (млн кВт·ч);

- потребление электрической энергии на СН АЭС в году N базового периода (млн кВт·ч);

б) определяется средняя доля потерь электрической энергии в сетях ЕНЭС - (о.е.) в базовом периоде по формуле:

, (3)

где n - количество лет базового периода.

23. Формирование статистической базы прогнозирования потребления электрической энергии населением должно осуществляться в следующем порядке:

а) в отношении каждого года № базового периода определяются суммарные объемы потребления электрической энергии населением в территориальной энергосистеме - (млн кВт·ч);

б) рассчитывается среднегодовой коэффициент прироста потребления электрической энергии населением - (о.е.):

, (4)

где:

Nf - порядковый номер последнего года базового периода, используемого в расчетах коэффициента;

Ns - порядковый номер первого года базового периода, используемого в расчетах коэффициента.

24. Формирование статистической базы прогнозирования потребления электрической энергии прочих потребителей и определение фактического объема потребления электрической энергии прочих потребителей территориальной энергосистемы (млн кВт·ч) должно осуществляться путем исключения из общей фактической величины потребления электрической энергии территориальной энергосистемы для каждого года N базового периода объемов потребления электрической энергии контролируемых потребителей, включая потребителей, представивших информацию о собственном прогнозе потребления в периоде прогнозирования, потребления на СН (включая АЭС), потерь электрической энергии в сетях ЕНЭС и потребления электрической энергии населением по формуле:

, (5)

где:

- суммарное потребление электрической энергии энергосистемы в году N базового периода (млн кВт·ч);

- суммарный объем потребления электрической энергии контролируемых потребителей в году N базового периода (млн кВт·ч), определенный в соответствии с пунктом 20 Методических указаний;

- потребление электрической энергии на СН электростанций (за исключением АЭС) в году N базового периода (млн кВт·ч), определенное в соответствии с подпунктом "а" пункта 21 Методических указаний;

- объем потребления электрической энергии на СН АЭС в году N базового периода (млн кВт·ч);

- потери электрической энергии в сетях ЕНЭС энергосистемы в году N базового периода (млн кВт·ч);

- потребление электрической энергии населением в году N базового периода (млн кВт·ч).

25. Формирование прогноза потребления электрической энергии существующих потребителей территориальной энергосистемы на расчетный период должно осуществляться в следующем порядке:

а) прогнозный объем потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей (млн кВт·ч) определяется с использованием информации о собственном прогнозе потребления в году N расчетного периода, представленной указанными потребителями;

б) осуществляется проверка и корректировка (при необходимости, выявленной по результатам проверки) представленного контролируемыми потребителями собственного прогноза потребления электрической энергии и мощности в части:

непревышения величиной прогнозного потребления мощности, полученной по информации о собственном прогнозе потребления от потребителя, значения максимального потребления мощности потребителя в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения, на основании которых энергопринимающие устройства такого потребителя присоединены к электрическим сетям;

непревышения величиной прогнозного потребления электрической энергии, полученной по информации о собственном прогнозе потребления от потребителя, над значением максимально возможного потребления электрической энергии потребителем, определенным как произведение величины максимальной мощности в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения, на основании которых энергопринимающие устройства такого потребителя присоединены к электрическим сетям, и максимального характерного числа часов потребления мощности вида экономической деятельности (далее - ВЭД), к которому относится указанный потребитель, в соответствии с приложением № 1 к Методическим указаниям;

отсутствия в представленных существующими контролируемыми потребителями прогнозных объемах потребления электрической энергии объемов потребления в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения энергопринимающих устройств, расчет прогнозных объемов потребления которых осуществляется в соответствии с пунктами 27 - 29 Методических указаний, с целью исключения двойного учета прогнозных объемов потребления электрической энергии;

в) прирост прогнозного объема потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей в году N расчетного периода определяется по формуле:

, (6)

где - фактическое суммарное потребление электрической энергии существующих контролируемых потребителей, представивших информацию о собственном прогнозе потребления, в последнем году базового периода (млн кВт·ч);

г) прогнозный объем потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей, не представивших информацию о собственном прогнозе потребления (далее - прочие контролируемые потребители), определяется по формуле:

, (7)

где:

- порядковый номер последнего года базового периода;

NПрог - порядковый номер года N расчетного периода;

n - количество лет расчетного периода;

- суммарный объем потребления электрической энергии контролируемых потребителей в последнем году базового периода (млн кВт·ч), определенный в соответствии с пунктом 20 Методических указаний;

- фактическое суммарное потребление электрической энергии существующих контролируемых потребителей (млн кВт·ч), представивших информацию о собственном прогнозе потребления, в последнем году базового периода;

- расчетный суммарный объем потребления электрической энергии прочих контролируемых потребителей (млн кВт·ч), определяемый как максимальный из годовых объемов потребления электрической энергии прочих контролируемых потребителей в базовом периоде, уменьшенный на суммарную величину потребления электрической энергии производственных мощностей прочих контролируемых потребителей, окончательно выведенных из эксплуатации к концу базового периода:

; (8)

д) прирост прогнозного объема потребления прочих контролируемых потребителей в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

; (9)

е) прогнозный объем потребления на СН АЭС в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется на основе прогнозной информации о годовых объемах производства электрической энергии (млн кВт·ч), представленной собственниками или иными законными владельцами таких электростанций, с учетом статистических данных об относительной (в зависимости от объема производства электрической энергии) величине потребления на СН на каждой из АЭС в базовом периоде:

, (10)

где:

- объем производства электрической энергии АЭС за базовый период (млн кВт·ч);

- объем потребления электрической энергии на СН АЭС за базовый период (млн кВт·ч).

При отсутствии информации о прогнозе годовых объемов производства электрической энергии, представленной собственниками или иными законными владельцами электростанций, определяется для каждого года расчетного периода по формуле:

, (11)

где:

n - количество лет базового периода, в отношении которых определен объем потребления на СН АЭС ;

ж) прогнозный объем потребления электрической энергии на СН существующих электростанций (за исключением АЭС) в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

, (12)

где:

- расчетный объем потребления электрической энергии на СН (млн кВт·ч), определенный по формуле (2);

- снижение потребления электрической энергии на СН (млн кВт·ч), обусловленное выводом из эксплуатации генерирующего оборудования в период, начиная с текущего года и до года N расчетного периода включительно, равное усредненному за базовый период потреблению электрической энергии на СН при работе соответствующего генерирующего оборудования;

з) прогнозный объем потребления электрической энергии населением в году N расчетного периода, начиная с седьмого года от года разработки прогноза потребления и до последнего года расчетного периода, (млн кВт·ч) формируется на основе информации о базовой величине душевого потребления домашних хозяйств в территориальной энергосистеме и прогнозной динамики изменения численности населения;

и) прогнозный объем потребления электрической энергии населением в году N расчетного периода до шести лет включительно от года разработки прогноза потребления рассчитывается по формуле:

, (13)

где:

- прогнозный объем потребления электрической энергии населением в предыдущем году (млн кВт·ч);

- средний коэффициент годового прироста потребления электрической энергии населением (о.е.), рассчитанный по формуле (4).

При определении прогноза потребления электрической энергии населением на первый год расчетного периода в качестве показателя используется фактический объем потребления электрической энергии населением в последнем году базового периода;

к) прогнозный объем потребления электрической энергии прочих потребителей в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется равным фактическому объему потребления электрической энергии прочих потребителей в последнем году базового периода;

л) итоговые объемы прогноза потребления электрической энергии существующих потребителей территориальной энергосистемы по годам расчетного периода определяются с учетом показателей, рассчитанных согласно настоящему пункту Методических указаний по следующей формуле:

. (14)

26. Формирование прогноза потребления мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы на расчетный период должно осуществляться в следующем порядке:

а) рассчитывается среднее расчетное число часов использования максимума потребления мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы (ч) по формуле:

, (15)

где:

- фактическое потребление электрической энергии территориальной энергосистемы в году N базового периода (млн кВт·ч);

- фактическое потребление электрической энергии на производственные нужды ГАЭС в насосном режиме в году N базового периода (млн кВт·ч);

- фактический максимум потребления электрической мощности территориальной энергосистемы в году N базового периода (МВт);

n - количество лет базового периода.

Если в базовом периоде были введены в эксплуатацию (выведены из эксплуатации) энергопринимающие устройства потребителя электрической энергии, повлиявшие на среднее число часов использования максимума потребления мощности энергосистемы, указанный показатель должен определяться с исключением влияния указанных энергопринимающих устройств на изменение динамики годовых значений числа часов использования максимума потребления мощности в базовом периоде;

б) потребление электрической мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы в году N расчетного периода (МВт) рассчитывается на основе показателей, определенных в соответствии с пунктом 25 Методических указаний и подпунктом "а" настоящего пункта, по формуле:

. (16)

27. При разработке прогноза потребления электрической энергии (мощности) должна учитываться нагрузка потребления вновь вводимых в эксплуатацию (реконструируемых) энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии в пределах территориальной энергосистемы, включенных в перечень инвестиционных проектов, формируемый в соответствии со следующими требованиями (далее - реестр инвестиционных проектов):

а) инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью менее 670 кВт, в реестре инвестиционных проектов не учитываются;

б) инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, для которых в соответствии с критериями, установленными Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 8616 (далее - Правила технологического присоединения), не требуется разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств, со сроком ввода в эксплуатацию до шести лет включительно от года разработки прогноза потребления, включаются в реестр инвестиционных проектов при наличии заключенного договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям (в случае технологического присоединения к объектам ЕНЭС по индивидуальному проекту - соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту);

______________________________

6 Собрание законодательства РФ, 2004, № 52, ст. 5525; 2022, № 27, ст. 4863.

в) инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, для которых в соответствии с критериями, установленными Правилами технологического присоединения, требуется разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств, со сроком ввода в эксплуатацию до шести лет включительно от года разработки прогноза потребления, включаются в реестр инвестиционных проектов при одновременном выполнении следующих условий:

наличие заключенного договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям (в случае технологического присоединения к объектам ЕНЭС по индивидуальному проекту - соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту);

наличие документов, подтверждающих принадлежность потребителю электрической энергии (инвестору) земельного участка соответствующего назначения на праве собственности или ином законном основании;

учет инвестиционного проекта в прогнозе социально-экономического развития соответствующего субъекта Российской Федерации, утверждаемом в соответствии со статьей 33 или статьей 35 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации"7 (далее - прогноз социально-экономического развития субъекта Российской Федерации);

______________________________

7 Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26, ст. 3378; 2019, № 29, ст. 3850.

г) инвестиционные проекты, предполагающие срок ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств по истечении шести лет от года разработки прогноза потребления, включаются в реестр инвестиционных проектов при выполнении одного из следующих условий:

наличие инвестиционного проекта в отраслевых документах стратегического планирования Российской Федерации, утвержденных в соответствии с Федеральным законом "О стратегическом планировании в Российской Федерации";

наличие инвестиционного проекта в прогнозе социально-экономического развития субъекта Российской Федерации.

28. Формирование прогноза потребления электрической мощности территориальной энергосистемы в отношении инвестиционных проектов, планируемых к реализации в расчетном периоде, должно осуществляться в следующем порядке:

а) прогноз максимального потребления мощности в отношении инвестиционных проектов, предполагающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не менее 670 кВт, на год N расчетного периода (МВт) определяется по формуле:

, (17)

где:

- максимальная мощность (МВт) энергопринимающих устройств, планируемых к технологическому присоединению при реализации i-го инвестиционного проекта в году N расчетного периода в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения, а при отсутствии указанной информации - определенная в соответствии с характеристиками соответствующего инвестиционного проекта;

- коэффициент, учитывающий набор мощности потребителями электрической энергии, энергопринимающие устройства которых планируются к технологическому присоединению при реализации i-го инвестиционного проекта (о.е.), определяемый в соответствии с приложением № 2 к Методическим указаниям;

- коэффициент, учитывающий совмещение максимума потребления электрической энергии (мощности) потребителями электрической энергии, энергопринимающие устройства которых планируются к технологическому присоединению при реализации i-го инвестиционного проекта (о.е.), определяемый в соответствии с приложением № 3 к Методическим указаниям по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов, утвержденным приказом Минэнерго России от 6 мая 2014 г. № 250.8;

______________________________

8 Зарегистрирован Минюстом России 30 мая 2014 г., регистрационный № 32513.

б) прогноз максимального потребления мощности новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии с максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) на год N расчетного периода (МВт) определяется по формуле (17). При этом в качестве показателя учитывается максимальная мощность новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, планируемых к технологическому присоединению в i-ом центре питания территориальной энергосистемы в соответствии с заключенными договорами об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям, в году N расчетного периода (МВт);

в) прогноз максимального потребления мощности на СН новых электростанций (единиц генерирующего оборудования) (МВт) на год N расчетного периода определяется по формуле:

, (18)

где:

- установленная генерирующая мощность (МВт) новой электростанции (единицы генерирующего оборудования) i, относящейся к тепловым электростанциям (далее - ТЭС) или АЭС;

kСН i - коэффициент, характеризующий долю потребления мощности на СН агрегата (энергоблока) электростанции определенного типа от его установленной генерирующей мощности (о.е.), определяемый в соответствии с приложением № 3 к Методическим указаниям.

Прогнозное потребление мощности на СН вновь вводимых гидроэлектростанций (далее - ГЭС), генерирующих объектов, функционирующих на основе фотоэлектрического преобразования энергии солнца (далее - СЭС), и генерирующих объектов, функционирующих на основе преобразования энергии ветра (далее - ВЭС), в расчетах прогнозной величины максимального потребления мощности энергосистемы не учитывается;

г) итоговая величина прогноза потребления электрической мощности вновь присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей территориальной энергосистемы на год N расчетного периода (МВт) определяется по формуле:

. (19)

29. Формирование прогноза потребления электрической энергии вновь вводимых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии территориальной энергосистемы с учетом инвестиционных проектов, планируемых к реализации в расчетном периоде, должно осуществляться в следующем порядке:

а) прогноз потребления электрической энергии в отношении инвестиционных проектов, предполагающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не менее 670 кВт, на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется на основе показателей, учтенных в формуле (17), по следующей формуле:

, (20)

где:

- число часов использования максимума потребления мощности потребителя электрической энергии i (ч), определяемое с учетом представленной инвестором информации на основе справочных данных, приведенных в приложении № 1 к Методическим указаниям, в зависимости от ВЭД. При отсутствии представленной инвестором информации по отнесению новых энергопринимающих устройств потребителя электрической энергии к ВЭД, указанным в приложении № 1 к Методическим указаниям, следует учитывать такой инвестиционный проект средним числом часов использования максимума потребления, рассчитанным за базовый период по соответствующей территориальной энергосистеме по формуле (15);

- коэффициент, учитывающий сроки ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств, технологическое присоединение которых планируется при реализации инвестиционного проекта i (о.е.) в году N расчетного периода, определяемый в отношении инвестиционного проекта для каждого года, начиная с года ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств в соответствии с договором об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям. При этом в отношении года, следующего за годом выхода производственных мощностей на проектную мощность, а также для всех последующих лет расчетного периода значение принимается равным 1.

Значения коэффициентов должны определяться на основании информации о планируемых сроках ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств, представленной инвестором, а при отсутствии такой информации:

на основании статистической информации об этапности освоения производственных мощностей аналогичных объектов;

с использованием следующей формулы при наличии информации о планируемом месяце ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств:

; (21)

исходя из учета ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств потребителя i в IV квартале года N - при отсутствии информации о планируемом месяце ввода в эксплуатацию таких энергопринимающих устройств;

б) прогноз потребления электрической энергии новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется на основе среднего расчетного числа часов использования максимума потребления мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы и прогноза максимального потребления мощности новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии с максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) на год N расчетного периода по формуле (20);

в) прогноз потребления электрической энергии на СН новых электростанций (единиц генерирующего оборудования) на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

, (22)

где:

- прогнозное потребление электрической энергии на СН вводимого генерирующего оборудования АЭС (млн кВт·ч), рассчитанное в порядке, предусмотренном подпунктом "е" пункта 25 Методических указаний, на основе прогнозной информации о годовых объемах производства электрической энергии в расчетном периоде, представленной собственниками или иными законными владельцами таких электростанций, а при отсутствии данной информации - принимаемое равным усредненному за базовый период потреблению электрической энергии на СН при работе аналогичного генерирующего оборудования;

- прогнозное потребление электрической энергии на производственные нужды ГАЭС в насосном режиме (млн кВт·ч), определенное в соответствии с проектными показателями с учетом планируемых сроков ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования;

- прогнозное потребление электрической энергии на СН вводимого генерирующего оборудования ТЭС (млн кВт·ч), определяемое на основе показателей, рассчитанных согласно подпункту "в" пункта 28 Методических указаний, по формуле:

, (23)

где:

- расчетное годовое число часов использования установленной генерирующей мощности электростанции i, которое принимается равным 4800 ч для тепловых электростанций, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (далее - ТЭЦ), 6000 ч для угольных паросиловых агрегатов конденсационных электростанций (далее - КЭС), газотурбинных и парогазовых установок, 5500 ч для газомазутных паросиловых агрегатов КЭС;

г) итоговая величина прогноза потребления электрической энергии вновь вводимых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии территориальной энергосистемы на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

. (24)

30. Итоговые прогнозные величины максимального потребления электрической мощности территориальной энергосистемы (МВт) и потребления электрической энергии территориальной энергосистемы (млн кВт·ч) на год N расчетного периода должны определяться на основе показателей, определенных в соответствии с пунктами 22, 25, 26, 28 и 29 Методических указаний, по формулам:

; (25)

. (26)

31. Прогноз потребления электрической энергии ЕЭС России должен определяться путем суммирования прогнозных объемов потребления электрической энергии соответствующих территориальных энергосистем.

Прогноз максимального потребления мощности ЕЭС России (МВт) должен определяться с учетом эффекта совмещения максимумов потребления мощности территориальных энергосистем в максимуме потребления мощности ЕЭС России по формуле:

, (27)

где:

- коэффициенты совмещения (о.е.), определяемые на основе фактической информации о соотношении годовых совмещенных максимумов потребления мощности территориальной энергосистемы i в составе ЕЭС России (МВт) и собственных годовых максимумов потребления мощности территориальных энергосистем (собственных максимумов потребления мощности, зафиксированных в зимний период, - для территориальных энергосистем, имеющих летний абсолютный годовой максимум потребления) (МВт) за базовый период по формуле:

. (28)

32. При необходимости формирования прогноза потребления электрической энергии и мощности по отдельным частям территориальных энергосистем (далее - энергорайоны) определение максимального потребления электрической мощности и потребления электрической энергии энергорайонов по годам расчетного периода должно осуществляться в соответствии с пунктами 33 - 36 Методических указаний.

33. Прогноз максимального потребления электрической мощности энергорайона для каждого года N расчетного периода (МВт) должен определяться как сумма максимального потребления электрической мощности в предыдущем году и изменения потребления мощности в расчетном году по формуле:

, (29)

где:

и - расчетное максимальное потребление электрической мощности энергорайона и изменение потребления мощности в году N расчетного периода (МВт) соответственно.

В качестве базовой величины (N = 0) максимального потребления электрической мощности энергорайона, используемой для определения показателя первого года расчетного периода, должно приниматься максимальное из фактических значений максимумов потребления мощности в сутки проведения контрольных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения на объектах электроэнергетики (далее - контрольные замеры) за базовый период.

При этом принимается, что максимальное потребление мощности энергорайона, рассчитанное по формуле (29), соответствует температуре наружного воздуха, определяемой как среднеарифметическое значение фактических температур наружного воздуха за базовый период в сутки проведения контрольного замера.

34. Изменение максимального потребления мощности (МВт) энергорайона в году N расчетного периода должно определяться по формуле:

, (30)

где:

- прогнозное изменение максимального потребления мощности (МВт) энергорайона за счет реализации в энергорайоне инвестиционных проектов, учтенных в прогнозе потребления в рассматриваемом энергорайоне в соответствии со сведениями об инвестиционных проектах согласно подпункту "а" пункта 28 Методических указаний, определяемое по формуле:

. (31)

При формировании прогноза максимального потребления мощности энергорайона в целях определения технических решений при технологическом присоединении энергопринимающих устройств конкретного потребителя электрической энергии соответствующий инвестиционный проект i должен учитываться с равным 1;

- изменение максимального потребления мощности (МВт) энергорайона в году N расчетного периода за счет присоединения в энергорайоне новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии с максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона), определенное по формуле (17) в соответствии со сведениями об инвестиционных проектах согласно подпункту "б" пункта 28 Методических указаний.

При этом в качестве показателя следует учитывать суммарную максимальную мощность новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, планируемых к технологическому присоединению в i-ом центре питания территориальной энергосистемы, в году N расчетного периода;

- изменение потребления мощности (МВт) на СН электростанций энергорайона в году N расчетного периода в сравнении с данным показателем в году N-1, в том числе в связи с вводом в эксплуатацию (выводом из эксплуатации) генерирующего оборудования;

- изменение потребления мощности существующих контролируемых потребителей (МВт), представивших информацию о собственном прогнозе потребления электрической энергии (мощности) и учтенных в итоговом прогнозе потребления электрической энергии (мощности) энергосистемы, в году N расчетного периода в сравнении с данным показателем в году N-1.

35. Прогноз потребления электрической энергии энергорайона для каждого года N расчетного периода (млн кВт·ч) должен определяться как сумма потребления электрической энергии в предыдущем году и изменения потребления энергии в энергорайоне в расчетном году по формуле:

, (32)

где:

- расчетное потребление электрической энергии энергорайона (млн кВт·ч) в году N;

- изменение потребления электрической энергии энергорайона (млн кВт·ч) в году N расчетного периода в сравнении с данным показателем в году N-1.

В качестве базового (N = 0) объема потребления электрической энергии энергорайона, используемого для определения показателя первого года расчетного периода, следует принимать фактическое потребление электрической энергии энергорайона в последнем году базового периода.

36. Изменение потребления электрической энергии энергорайона в году N базового периода (млн кВт·ч) должно определяться с использованием показателей, рассчитанных при формировании прогноза потребления электрической энергии территориальной энергосистемы в соответствии с пунктами 25 и 29 Методических указаний, по формуле:

, (33)

где:

- прогнозное изменение потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей энергорайона (млн кВт·ч), представивших информацию о собственном прогнозе потребления электрической энергии (мощности) и учтенных в итоговом прогнозе потребления электрической энергии (мощности) энергосистемы, в году N базового периода в сравнении с данным показателем в году N-1;

- прогнозное изменение потребления электрической энергии энергорайона (млн кВт·ч) в связи с реализацией инвестиционных проектов, предполагающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств с максимальной мощностью не менее 670 кВт, в году N базового периода в сравнении с данным показателем в году N-1;

- прогнозное изменение потребления электрической энергии энергорайона (млн кВт·ч) в связи с вводом новых энергопринимающих устройств максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) в году N базового периода в сравнении с данным показателем в году N-1;

- прогнозное изменение потребления электрической энергии на СН электростанций энергорайона (млн кВт·ч) в году N базового периода в сравнении с данным показателем в году N-1, в том числе в связи с вводом в эксплуатацию (выводом из эксплуатации) генерирующего оборудования.

37. Для оценки достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования электростанций синхронной зоны должны определяться предельные параметры суточных графиков потребления мощности, указанные в пункте 40 Методических указаний.

38. Определение предельных параметров суточных графиков потребления мощности должно осуществляться на основе коэффициентов соотношения максимального и минимального потребления мощности зимних суток, летних суток, суток периода паводка (половодья), а также коэффициентов соотношения максимального потребления мощности зимних и летних суток, максимального потребления мощности зимних суток и суток периода паводка (половодья).

39. Указанные в пункте 38 Методических указаний коэффициенты должны определяться в следующем порядке:

а) коэффициенты соотношения максимального и минимального потребления мощности зимних суток и летних суток определяются как среднее арифметическое за базовый период отношение минимального и максимального потребления мощности в сутки с максимальным потреблением мощности зимнего периода и в сутки с наименьшим максимальным потреблением мощности летнего периода соответственно;

б) коэффициент соотношения максимального и минимального потребления мощности суток периода паводка (половодья) определяется как среднее арифметическое за базовый период отношение минимального и максимального потребления мощности в сутки периода паводка (половодья);

в) коэффициент соотношения максимального потребления мощности зимних и летних суток определяется как среднее арифметическое за базовый период отношение максимального потребления мощности в сутки с наименьшим максимальным потреблением мощности летнего периода и в сутки с максимальным потреблением мощности зимнего периода;

г) коэффициент соотношения максимального потребления мощности зимних суток и суток периода паводка (половодья) определяется как среднее арифметическое за базовый период отношение максимального потребления мощности в сутки с наименьшим максимальным потреблением мощности периода паводка (половодья) и в сутки с максимальным потреблением мощности зимнего периода.

40. Величина прогнозного зимнего минимума потребления мощности должна определяться как произведение прогнозного максимального потребления мощности зимних суток на коэффициент соотношения минимального и максимального потребления мощности зимних суток.

Величина прогнозного летнего максимума потребления мощности должна определяться как произведение максимального потребления мощности зимних суток на коэффициент соотношения максимального потребления мощности летних и зимних суток.

Величина прогнозного летнего минимума потребления мощности должна определяться как произведение прогнозного летнего максимума потребления мощности на коэффициент соотношения минимального и максимального потребления мощности летних суток.

Величина прогнозного максимума потребления мощности периода паводка (половодья) должна определяться как произведение максимального потребления мощности зимних суток на коэффициент соотношения максимального потребления мощности периода паводка (половодья) и зимних суток.

Величина прогнозного минимума потребления мощности периода паводка (половодья) должна определяться как произведение прогнозного максимума потребления мощности периода паводка (половодья) на коэффициент соотношения минимального и максимального потребления мощности периода паводка (половодья).

41. При отсутствии исходной информации, позволяющей сформировать прогноз потребления электрической энергии (максимального потребления мощности) энергосистемы в порядке, предусмотренном пунктами 18 - 30 Методических указаний, а также при формировании прогноза потребления электрической энергии и мощности на срок более шести лет, разработка прогноза потребления должна осуществляться в соответствии с пунктами 42 - 46 Методических указаний.

42. Прогноз потребления электрической энергии должен разрабатываться на основе:

а) прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разрабатываемого в соответствии со статьей 24 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации"9;

______________________________

9 Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26.

б) утвержденных отраслевых документов стратегического планирования и документов перспективного развития электроэнергетики;

в) статистической информации из форм государственного статистического наблюдения;

г) сведений об инвестиционных проектах.

43. Прогноз потребления электрической энергии должен разрабатываться по видам экономической деятельности по Российской Федерации, субъектам Российской Федерации и территориальным электроэнергетическим системам.

44. Для каждого субъекта Российской Федерации должны быть учтены инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, для которых в соответствии с критериями, установленными Правилами технологического присоединения, требуется разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств.

45. Прогноз потребления электрической энергии по энергосистемам субъектов Российской Федерации должен формироваться на основе фактического потребления электрической энергии по энергосистемам субъектов Российской Федерации за базовый год, а при формировании прогноза потребления электрической энергии и мощности на срок более шести лет при наличии разработанного среднесрочного прогноза потребления электроэнергии - на основе прогнозных показателей за шестой год периода прогнозирования, в соответствии с прогнозом потребления электрической энергии по субъектам Российской Федерации.

46. Прогнозное значение максимального потребления мощности энергосистемы субъекта Российской Федерации должно определяться на основе информации об объемах и структуре прогнозного потребления электрической энергии с учетом сведений об инвестиционных проектах и характерного числа часов использования потребления мощности видов экономической деятельности.

III. Обоснование рациональной перспективной структуры

генерирующих мощностей

47. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей должно выполняться в рамках разработки генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на основе:

а) долгосрочного прогноза потребления, разработанного в соответствии с главой II Методических указаний;

б) прогноза потребления на централизовано производимую тепловую энергию, формируемого с учетом актуальных на дату выполнения расчетов документов стратегического планирования и схем теплоснабжения поселений, утвержденных в соответствии с Требованиями к схемам теплоснабжения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. № 15410 (далее - схемы теплоснабжения);

______________________________

10 Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 10, ст. 1242; 2022, № 23, ст. 3825. Данное постановление действует до 1 марта 2028 г.

в) прогноза динамики экспорта и импорта электрической энергии и мощности, формируемого по предложениям организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции по купле-продаже электрической энергии (мощности), с учетом Энергетической стратегии Российской Федерации, разрабатываемой в соответствии со статьей 19 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации"11, действующих и планируемых контрактов и их длительности;

______________________________

11 Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26, ст. 3378; 2016, № 27, ст. 4210.

г) информации о типовых технико-экономических показателях рассматриваемых технических решений для генерирующих мощностей разного типа, представленной субъектами электроэнергетики;

д) прогноза цен на топливо, используемое на ТЭС, формируемого на основе актуального на дату выполнения расчетов прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на долгосрочный период, разрабатываемого в соответствии со статьей 24 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации"12, и иных документов стратегического планирования;

______________________________

12 Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26, ст. 3378.

е) информации о производственных и экономических показателях функционирования электростанций, техническом состоянии генерирующего оборудования, предоставляемой субъектами электроэнергетики;

ж) результатов проведенных на дату выполнения расчетов конкурентных отборов мощности на долгосрочный период, включая генерирующее оборудование, поставка мощности которого осуществляется в вынужденном режиме (с учетом установленных сроков указанной поставки и планируемых замещающих технических решений);

з) информации о реализуемых или планируемых на дату выполнения расчетов технических решений на основании:

заключенных договоров купли-продажи (поставки) мощности новых генерирующих объектов;

перечней генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утверждаемых в соответствии с подпунктом 15 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 117213 (далее - Правила оптового рынка);

______________________________

13 Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 14, ст. 1916; 2019, № 5, ст. 389.

результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов;

результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии;

инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на осуществление функций по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в топливно-энергетическом комплексе (далее - уполномоченный орган), в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики"14;

______________________________

14 Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 49, ст. 5978; 2022, № 21, ст. 3473.

планируемого графика ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС по информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом";

заключенных договоров об осуществлении технологического присоединения новых генерирующих объектов к электрическим сетям (в случае технологического присоединения к объектам ЕНЭС по индивидуальному проекту - заключенных соглашений о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту);

решений уполномоченного органа о согласовании вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики, принятых в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. № 8615 (далее - Правила вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации).

______________________________

15 Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 6, ст. 985; 2022, № 13, ст. 2094.

48. Для обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей должно использоваться агрегированное представление производственной структуры ЕЭС России в территориальном и технологическом разрезе.

49. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в ЕЭС России должно осуществляться в следующей последовательности:

а) технико-экономическое сопоставление технологий производства электрической энергии (далее - генерирующие технологии) различных типов по показателю удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии с учетом влияния факторов неопределенности и с определением для каждой из них зон конкурентоспособности для каждого временного интервала g (пятилетний временной интервал расчетного периода);

б) технико-экономическое обоснование масштабов развития генерирующих технологий разного типа на основе многовариантных оптимизационных расчетов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат на обеспечение прогнозного потребления электрической энергии в ЕЭС России.

50. Показатель удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии (далее - LCOE), используемый для технико-экономического сопоставления на временном интервале g генерирующих технологий различных типов i, рассматриваемых на территории r, должен рассчитываться на основе суммарных дисконтированных затрат на строительство, эксплуатацию и последующий вывод из эксплуатации объекта по производству электрической энергии, относящегося к соответствующей генерирующей технологии, за весь жизненный цикл такого объекта, включая периоды строительства , эксплуатации и вывода из эксплуатации , по формуле:

, (34)

где:

d - ставка дисконтирования, принимаемая одинаковым значением для всех типов генерирующих технологий и технических решений на основе данных документов стратегического планирования, а при их отсутствии - фиксированными значениями в диапазоне от 5% до 10% за период t;

КВi,r,t - капитальные вложения в год t (тыс. руб.);

- топливная составляющая эксплуатационных затрат в год t (тыс. руб.);

- условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат в год t (тыс. руб.);

- затраты на вывод из эксплуатации в год t (тыс. руб.);

- полезный отпуск электрической энергии (тыс. кВт·ч) в год t, равный объему ее годового производства, уменьшенному на величину потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.

51. Расчет LCOE для генерирующих технологий, относящихся к ТЭЦ, должен осуществляться с учетом топливных затрат на производство тепловой энергии и выручки от продажи тепловой энергии по формуле:

, (35)

где:

- топливная составляющая эксплуатационных затрат в год t с учетом топливных затрат на производство тепловой энергии (тыс. руб.);

- цена отпускаемой тепловой энергии в энергозоне r в год t, значение которой принимается по ценам (тарифам) для отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ (руб./Гкал);

Qi,r,t - объем отпускаемой тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ в год t (тыс. Гкал).

52. При использовании типовых технико-экономических показателей генерирующих технологий различных типов для расчетов их LCOE должны учитываться:

а) усредненные технико-экономические показатели для разных типоразмеров оборудования в рамках одного класса единичных мощностей для каждой из рассматриваемых генерирующих технологий;

б) значения удельных капитальных вложений по территориям r, формируемые с учетом индексов, отражающих территориальное изменение стоимости строительства и принимаемых в соответствии с утвержденными на дату выполнения расчетов показателями отраслевой сметной нормативной базы, а при отсутствии данных показателей - с учетом рекомендуемых величин индексов изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объектам строительства, определенных федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере строительства, архитектуры, градостроительства и жилищно-коммунального хозяйства, в рамках реализации полномочий в сфере нормирования и ценообразования при проектировании и строительстве, предусмотренных Положением о Министерстве строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 г. № 103816.

______________________________

16 Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, № 47, ст. 6117; 2022, № 42, ст. 7189.

53. Сопоставление по LCOE и определение зон конкурентоспособности должно выполняться для следующих групп генерирующих технологий:

а) объекты по производству электрической энергии, использующие различные виды энергии и обеспечивающие производство электрической энергии в базисном режиме с числом часов использования установленной генерирующей мощности не ниже 5500 часов в год, а также все ГЭС с числом часов использования установленной генерирующей мощности не ниже 4000 часов;

б) объекты по производству электрической энергии, обеспечивающие производство электрической энергии в пиковом режиме (с числом часов использования установленной генерирующей мощности не более 2500 часов в год), в том числе газотурбинные, газопоршневые установки, ГАЭС и другие типы накопителей электрической энергии;

в) ТЭЦ с турбоагрегатами разной единичной мощности, использующие органическое топливо и атомную энергию, а также котельные различной единичной тепловой мощности, включая электрокотельные, которые рассматриваются в рамках раздельной схемы теплоснабжения в комбинации с КЭС или АЭС;

г) варианты технического перевооружения действующих ТЭС, а также их замещение;

д) ВЭС и СЭС без учета технических решений по резервированию их мощности или повышению гарантированной выдачи мощности с использованием накопителей электрической энергии.

54. Сопоставление генерирующих технологий внутри каждой группы генерирующих технологий, указанных в пункте 53 Методических указаний, на каждой территории r должно осуществляться в следующей последовательности:

а) генерирующие технологии ранжируются в порядке возрастания LCOE и определяется базовая технология, имеющая минимальное значение LCOE, при этом на разных временных интервалах в качестве базовой могут выступать разные генерирующие технологии; для всего расчетного периода определяется состав неконкурентоспособных генерирующих технологий, у которых LCOE на всех временных интервалах превышает LCOE базовой технологии более чем на 20%. На следующем этапе обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей не рассматриваются генерирующие технологии, включенные в эту подгруппу;

б) определяется состав конкурентоспособных генерирующих технологий, LCOE которых хотя бы на одном временном интервале превышает значение LCOE базовой технологии на 20% и менее. На следующем этапе обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей рассматриваются генерирующие технологии, включенные в эту подгруппу;

в) в случае если ни одна генерирующая технология, кроме базовой, не отвечает вышеуказанному условию, то в состав конкурентоспособных генерирующих технологий включается генерирующая технология, имеющая наименьшую разность значения LCOE со значением LCOE базовой технологии на любом из всей совокупности временных интервалов.

55. Для каждой из конкурентоспособных и базовых генерирующих технологий определяются диапазоны допустимого изменения значений рассматриваемых факторов неопределенности (цен топлива, удельных капиталовложений, годового числа часов использования установленной генерирующей мощности), при которых сохраняется их конкурентоспособность.

56. При объединении результатов по всем группам генерирующих технологий, указанным в пункте 53 Методических указаний, и территориям должны определяться итоговые диапазоны изменения факторов неопределенности при дополнительном условии, что границы отклонений их значений не превышают 20% от исходных значений, использованных в расчетах удельной дисконтированной стоимости (для ГЭС - 30% с учетом особенностей технико-экономических и водно-энергетических показателей новых ГЭС).

57. По результатам выполненного технико-экономического сопоставления генерирующих технологий различных типов по показателю LCOE должна формироваться следующая информация, используемая для технико-экономического обоснования масштабов развития генерирующих технологий различных типов:

а) набор конкурентоспособных генерирующих технологий, включаемых в состав переменных моделей для оптимизации эффективных объемов их мощности;

б) диапазоны изменения факторов неопределенности для выполнения многовариантных расчетов при выборе рациональной структуры генерирующих мощностей.

58. Технико-экономическое обоснование масштабов развития генерирующих технологий различных типов должно осуществляться по результатам решения оптимизационной задачи, в которой математическое представление агрегированной производственной структуры электроэнергетики характеризуется следующим составом переменных, определяемых на каждой территории r на последний год каждого временного интервала g:

а) установленная электрическая мощность генерирующей технологии, характеризующей действующие электростанции, определяемая с соблюдением следующих требований:

максимальное значение переменной ограничивается величиной установленной генерирующей мощности в отчетный год, предшествующий первому году прогноза;

минимальное значение переменной ограничивается величиной установленной генерирующей мощности, не достигающей предельного ресурса эксплуатации к концу временного интервала g;

для генерирующей технологии, характеризующей действующие АЭС, минимальное значение переменной ограничивается величиной установленной генерирующей мощности, принимаемой в соответствии с планируемым графиком вывода из эксплуатации энергоблоков по информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом";

на временных интервалах, соответствующих периодам, на которые проведены конкурентные отборы мощности на долгосрочный период, значение переменной фиксируется по результатам проведенных конкурентных отборов мощности на долгосрочный период в части действующих электростанций;

б) изменение в течение временного интервала g установленной генерирующей мощности генерирующей технологии, характеризующей действующие электростанции, вызванное окончательным выводом из эксплуатации действующей мощности генерирующей технологии;

в) изменение в течение временного интервала g установленной генерирующей мощности генерирующей технологии, характеризующее технические решения по техническому перевооружению действующих электростанций;

г) установленная электрическая мощность генерирующей технологии, характеризующая технические решения по строительству новых объектов генерации, определяемая с учетом ограничения минимального значения величиной установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии (генерирующего оборудования), вводимых в эксплуатацию к концу временного интервала g в соответствии с реализуемыми или принятыми к реализации техническими решениями, определенными в подпунктах "ж" и "з" пункта 47 Методических указаний;

д) объем годового производства электрической энергии генерирующей технологией;

е) объемы передачи мощности и электрической энергии по существующей электрической сети между территориями каждого временного интервала g.

59. Для поиска оптимальных значений переменных, указанных в пункте 58 Методических указаний, при решении оптимизационной задачи должна использоваться следующая целевая функция, отражающая экономический критерий минимума суммарных дисконтированных затрат на обеспечение прогнозного потребления электрической энергии в ЕЭС России:

, (36)

где:

КВi,r,g - капитальные вложения (тыс. руб.) в техническое перевооружение, реконструкцию или строительство генерирующих мощностей соответственно на временном интервале g;

- условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат (тыс. руб.) генерирующих мощностей на временном интервале g;

- топливная составляющая эксплуатационных затрат (тыс. руб.) генерирующих мощностей на временном интервале g.

Для учета в целевой функции продленного эффекта от выбираемых технических решений период суммирования затрат должен выбираться на двадцать лет более продолжительным, чем расчетный период.

60. Годовые значения составляющих суммарных затрат, представленные в формуле (36), должны определяться на основе удельных значений технико-экономических показателей для каждой рассматриваемой генерирующей технологии.

61. Поиск оптимальных значений переменных при решении оптимизационной задачи должен осуществляться с учетом выполнения требований разделов V и VII Методических указаний в части обеспечения отсутствия дефицитов электрической энергии и мощности в синхронных зонах ЕЭС России.

62. Для обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей с учетом действия факторов неопределенности должны выполняться многовариантные оптимизационные расчеты при варьировании значений факторов неопределенности в диапазонах, полученных в соответствии с пунктом 56 Методических указаний.

63. По результатам обработки результатов расчетов должны определяться следующие показатели рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей по каждой территории r для каждого временного интервала g:

а) величина установленной генерирующей мощности ГЭС, принимаемая равной сумме математического ожидания значения суммарных вводов в эксплуатацию ГЭС (с учетом проектной величины установленной генерирующей мощности отдельных ГЭС) и суммарной установленной генерирующей мощности действующих ГЭС;

б) величина установленной генерирующей мощности АЭС, принимаемая равной сумме математического ожидания значений суммарных вводов в эксплуатацию АЭС (с корректировкой по единичной мощности энергоблоков) и суммарной установленной генерирующей мощности действующих энергоблоков АЭС, остающихся в эксплуатации;

в) величина установленной генерирующей мощности СЭС, ВЭС, принимаемая равной сумме математического ожидания суммарных вводов в эксплуатацию их мощности с учетом принятых к реализации технических решений и суммарной установленной генерирующей мощности действующих СЭС, ВЭС;

г) величина установленной генерирующей мощности ТЭЦ, принимаемая равной сумме математического ожидания суммарных вводов в эксплуатацию их мощности и суммарной установленной генерирующей мощности действующих агрегатов и энергоблоков ТЭЦ, остающихся в эксплуатации;

д) величина установленной генерирующей мощности конденсационного типа действующих КЭС, принимаемая равной разности ее значения на начало расчетного периода и математического ожидания суммарного значения установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования действующих КЭС, выводимого из эксплуатации.

64. Проверка соответствия рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей требованиям обеспечения прогнозного регулировочного диапазона должна выполняться путем формирования балансов мощности синхронной зоны для предельных параметров суточных графиков потребления мощности на последний год каждого временного интервала g в соответствии с главой V Методических указаний.

При невозможности обеспечения прогнозного регулировочного диапазона должна проводиться корректировка рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей, обеспечивающая необходимый регулировочный диапазон за счет следующих мер:

а) замещение отдельных генерирующих технологий другими генерирующими технологиями с более высокими показателями маневренности;

б) выполнение мероприятий, обеспечивающих увеличение пропускной способности межсистемных связей для выдачи избыточной мощности в часы минимального потребления мощности

в) выравнивание суточного графика потребления мощности за счет строительства ГАЭС или использования систем накопления электрической энергии иных типов.

65. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах должно выполняться на основе разработки перспективных балансов электрической мощности и энергии в соответствии с главами V и VII Методических указаний.

IV. Комплексное обоснование размещения генерирующих мощностей

66. Обоснование районов размещения генерирующих мощностей должно выполняться при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на основе рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей, сформированной в соответствии с главой III Методических указаний, с учетом развития межсистемных электрических связей.

Обоснование районов размещения объектов по производству электрической энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, вне зависимости от их мощности выполняется при разработке схем теплоснабжения.

67. Обоснование районов размещения генерирующих мощностей должно выполняться на основе:

а) информации о типовых технико-экономических показателях рассматриваемых технических решений для генерирующих мощностей разного типа, представленной субъектами электроэнергетики, учтенной при обосновании рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в соответствии с подпунктом "г" пункта 47 Методических указаний;

б) проектов по расширению действующих и строительству новых электростанций (при их наличии), в том числе электростанций, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, размещение которых обосновано утвержденными схемами теплоснабжения;

в) укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства, утвержденных приказом Минэнерго России от 17 января 2019 г. № 1017 (далее - УНЦ).

______________________________

17 Зарегистрирован Минюстом России 7 февраля 2019 г., регистрационный № 53709.

68. Возможные районы размещения генерирующих мощностей определяются на основе:

а) предложений Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" по размещению АЭС;

б) предложений оптовой генерирующей компании, созданной на основании решений Правительства Российской Федерации в результате реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России", в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты ГЭС, по размещению ГЭС и ГАЭС;

в) имеющейся у субъекта оперативно-диспетчерского управления информации о планах субъектов электроэнергетики, владеющих на праве собственности или на ином законном основании генерирующими объектами, по размещению генерирующих мощностей, кроме указанных в подпунктах "а" и "б" настоящего пункта.

69. При отсутствии или недостаточности указанной в пункте 68 Методических указаний информации должны быть рассмотрены не менее двух вариантов размещения объекта по производству электрической энергии, различающихся по географическому положению внутри рассматриваемой территории.

70. При обосновании районов размещения должны формироваться варианты размещения генерирующего оборудования на рассматриваемой территории с учетом технических решений по развитию электрической сети и обеспечению выдачи мощности соответствующих объектов по производству электрической энергии.

71. Выбор состава и единичной мощности генерирующего оборудования для варианта n размещения должен выполняться на основе необходимых объемов мощности рассматриваемой генерирующей технологии, определенных при обосновании рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей с учетом развития электрических связей и возможного отклонения за счет дискретности единичной мощности агрегатов (энергоблоков), а также (при наличии указанной информации) на основе:

а) возможных типов агрегатов (энергоблоков) рассматриваемой генерирующей технологии;

б) технико-экономических показателей агрегатов (энергоблоков) рассматриваемой генерирующей технологии, принятых на основе заводских характеристик, проектных данных или характеристик аналогичного оборудования;

в) проектов расширения действующих и строительства новых электростанций в части емкости площадок по размещению агрегатов (энергоблоков) различного типа с учетом условий водо- и топливообеспечения, а также очередности строительства.

72. Если единичная мощность планируемого к сооружению агрегата (энергоблока) превышает максимальную единичную мощность генерирующего оборудования, функционирующего на рассматриваемой территории, целесообразность сооружения такого агрегата (энергоблока) должна определяться на основании результатов технико-экономического сравнения получаемого от увеличения единичной мощности эффекта с возможными последствиями увеличения максимального аварийного небаланса мощности, являющегося нормативным возмущением в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем (далее - нормативные возмущения) при определении пропускной способности электрической сети, и затратами на реализацию технических решений, направленных на компенсацию увеличения указанного небаланса.

73. При выборе состава и единичной мощности генерирующего оборудования для варианта размещения должны оцениваться:

а) влияние агрегатов (энергоблоков) на уровень балансовой надежности, определяемый в соответствии с требованиями главы VI Методических указаний;

б) техническая возможность участия генерирующего оборудования в обеспечении требуемого регулировочного диапазона с учетом требований пункта 92 Методических указаний, в том числе с учетом потребности в обеспечении быстро вводимого (в течение 20 минут) резерва мощности и маневренных характеристик генерирующих мощностей;

в) возможность обеспечения требуемого годового объема выработки электрической энергии в соответствии с пунктами 124 - 128 Методических указаний.

74. По результатам оценки, выполняемой в соответствии с пунктом 73 Методических указаний, должна быть определена необходимость сооружения (поддержания в эксплуатации) в энергосистеме дополнительных генерирующих мощностей и (или) накопителей электрической энергии (включая ГАЭС).

75. Для каждого рассматриваемого варианта n размещения генерирующего оборудования должна выполняться предварительная укрупненная (в объеме расчетов установившихся электроэнергетических режимов) проработка сопутствующих технических решений по развитию электрической сети для обеспечения возможности выдачи мощности объектов по производству электрической энергии в привязке к существующим или вновь сооружаемым подстанциям соответствующего класса напряжения с определением:

а) необходимости сооружения и (или) реконструкции существующих линий электропередачи;

б) объемов ввода в эксплуатацию трансформаторных мощностей подстанций;

в) требуемого объема капитальных вложений в соответствии с УНЦ с учетом распределения капитальных вложений по годам.

76. Сравнение рассматриваемых вариантов размещения генерирующего оборудования должно осуществляться с использованием технико-экономических показателей конкретных инвестиционных проектов строительства электростанций, учитывающих состав оборудования, географическое положение и индивидуальные особенности размещения соответствующей площадки и ее обеспеченности земельными, водными ресурсами, транспортной и топливной инфраструктурой. При отсутствии информации об указанных технико-экономических показателях инвестиционных проектов при сравнении рассматриваемых вариантов размещения генерирующего оборудования должны использоваться типовые технико-экономическое показатели, определенные в соответствии с подпунктом "г" пункта 47 Методических указаний, скорректированные с учетом территориального изменения стоимости строительства.

77. Для каждого из рассматриваемых вариантов размещения генерирующего оборудования на основе технико-экономических показателей, а также с учетом капитальных вложений на строительство (реконструкцию) сопутствующих объектов электросетевого хозяйства, рассчитанных в соответствии с пунктом 75 Методических указаний, должен быть рассчитан показатель удельной дисконтированной стоимости электрической энергии LCOEn,r,g* для условий временного интервала g*, в котором требуется ввод в эксплуатацию такого генерирующего оборудования:

. (37)

При проведении расчета указанного показателя стоимость дополнительных технических решений, обоснованных с учетом пункта 74 Методических указаний, должна учитываться в следующих составляющих формулы (37), в составе капитальных вложений КВn,r,t (тыс. руб.) и составляющей условно-постоянных эксплуатационных затрат (тыс. руб.) по вводимым в эксплуатацию генерирующим мощностям.

78. Сравнение вариантов размещения генерирующего оборудования должно выполняться по показателю удельной дисконтированной стоимости электрической энергии (руб./кВт·ч), рассчитанному в соответствии с пунктом 77 Методических указаний, при этом в качестве рекомендуемого выбирается вариант с его минимальным значением (min(LCOEn,r,g*.)).

V. Балансы мощности

79. Балансы мощности должны формироваться:

а) на час собственного годового максимума потребления мощности синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов - для определения соответствия планируемого развития генерирующих мощностей в энергосистеме прогнозируемой динамике потребности в мощности с учетом обеспечения расчетного резерва мощности, определения объемов расчетного дефицита (избытка) мощности энергосистемы и обоснования мер по его снижению, а также для проверки соответствия пропускной способности электрической сети прогнозным значениям перетоков мощности;

б) для иных режимно-балансовых условий, указанных в пункте 178 Методических указаний, для проведения расчетов электроэнергетических режимов и проверки достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования для покрытия суточной неравномерности графиков потребления мощности энергосистемы.

80. При формировании балансов мощности синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов на час собственного годового максимума потребления мощности принимается, что указанный максимум достигается в декабре.

Для энергорайонов, характеризующихся максимумом потребления мощности в летний период, дополнительно формируются балансы мощности на час собственного максимума потребления мощности летнего периода.

81. Формирование балансов мощности должно осуществляться на основе:

а) показателей баланса мощности за базовый период;

б) структуры генерирующих мощностей на расчетный период, определенной по результатам обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей и обоснования размещения генерирующих мощностей, выполненных в соответствии с главами III и IV Методических указаний;

в) прогноза потребления и предельных параметров суточных графиков потребления мощности;

г) прогноза экспорта и импорта мощности в соответствии с информацией, указанной в подпункте "в" пункта 47 Методических указаний;

д) информации, указанной в подпункте "е" пункта 47 Методических указаний;

е) фактических и паспортных характеристик действующего генерирующего оборудования, проектных характеристик планируемого к вводу в эксплуатацию генерирующего оборудования (установленная генерирующая мощность, ограничения мощности, длительно допустимое превышение над установленной (номинальной) мощностью, технический минимум);

ж) информации о планируемых сроках и объемах изменения мощности действующих электростанций, а также об объемах и размещении вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих мощностей на основе информации, указанной в подпунктах "ж" и "з" пункта 47 Методических указаний;

з) информации о фактической почасовой нагрузке действующих СЭС и ВЭС;

и) максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети.

82. При формировании балансов мощности потребность в мощности Pпотр (МВт) синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов должна определяться как сумма прогнозных значений потребления мощности (МВт) и экспорта мощности в энергосистемы иностранных государств Pэксп (МВт) по формуле:

. (38)

83. При формировании балансов мощности определение величины установленной генерирующей и располагаемой мощности электростанций должно осуществляться с соблюдением следующих требований:

а) установленная генерирующая мощность электростанций Pуст (МВт) синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов определяется исходя из состава и номинальных параметров генерирующего оборудования электростанций на основе информации, указанной в подпункте "е" пункта 81 Методических указаний;

б) располагаемая мощность электростанций Pрасп (МВт) принимается равной установленной генерирующей мощности электростанций, сниженной на величину ограничений мощности Pогр (МВт) или увеличенной на фактическую величину длительно допустимого превышения над номинальной мощностью отдельных агрегатов Pпр (МВт), с учетом требований подпунктов "а" - "з" настоящего пункта:

Pрасп = Pуст + Pпр - Pогр; (39)

в) ограничения мощности Pогр (МВт) на действующих электростанциях определяются в соответствии с фактическими данными о состоянии оборудования электростанций и его параметрах;

г) для вводимого в эксплуатацию генерирующего оборудования АЭС, ТЭС, ГАЭС и накопителей электрической энергии иных типов располагаемая мощность принимается равной установленной генерирующей мощности;

д) располагаемая мощность действующих ГЭС принимается равной установленной генерирующей мощности, сниженной на величину:

технических ограничений (с учетом планов собственников по их устранению);

средних за базовый период для соответствующего характерного режима ограничений мощности, связанных со снижением напора ГЭС ниже расчетного;

ограничений мощности, обусловленных установленным непревышением мгновенного максимального расхода воды в нижний бьеф в период ледостава;

ограничений мощности, обусловленных установленным непревышением максимальной амплитуды внутрисуточных колебаний уровня нижнего бьефа;

сетевых ограничений в прилегающей к электростанции электрической сети, обеспечивающей выдачу ее мощности;

е) для планируемых к сооружению ГЭС располагаемая мощность определяется с учетом планируемых сроков ввода в эксплуатацию гидроагрегатов и проектных графиков наполнения водохранилищ;

ж) располагаемая мощность действующих СЭС и ВЭС принимается на основании информации о фактической нагрузке СЭС и ВЭС в характерные периоды, указанные в пункте 84 Методических указаний, в зависимости от срока их эксплуатации с момента выхода на проектное значение установленной генерирующей мощности:

для действующих СЭС и ВЭС, срок эксплуатации которых составляет менее одного года, располагаемая мощность принимается равной нулю;

для действующих СЭС и ВЭС, срок эксплуатации которых составляет от одного до трех лет, - равной минимальной величине нагрузки за соответствующие характерные периоды в течение указанного срока эксплуатации;

для действующих СЭС и ВЭС, срок эксплуатации которых составляет более трех лет, - равной средней величине нагрузки в час максимума потребления мощности каждых суток характерного периода за соответствующие характерные периоды в течение указанного срока эксплуатации, но не более десяти последних полных календарных лет;

з) для проектируемых СЭС и ВЭС располагаемая мощность принимается равной нулю.

84. Для определения располагаемой мощности действующих СЭС и ВЭС должна использоваться фактическая нагрузка СЭС и ВЭС в следующие периоды:

а) период с 1 декабря по 28 (29) февраля - при формировании баланса мощности для зимнего периода;

б) период с 1 июня по 31 августа - при формировании баланса мощности для летнего периода;

в) период паводка (половодья) - в зависимости от режима работы ГЭС в рассматриваемой энергосистеме.

85. Мощность генерирующего оборудования, планируемого к вводу в эксплуатацию в расчетном году, должна учитываться при формировании баланса мощности только в случае, если срок ввода в эксплуатацию указанного оборудования наступает ранее периода, для которого формируется баланс мощности. При отсутствии информации о внутригодовом сроке ввода в эксплуатацию указанного оборудования должен учитываться срок его ввода в эксплуатацию в декабре расчетного года.

86. Мощность электростанций, доступная для покрытия потребности в мощности Pпокр (МВт), должна определяться как располагаемая мощность электростанций за вычетом мощности генерирующего оборудования, вводимого в эксплуатацию после прохождения собственного максимума потребления мощности и в декабре расчетного года Pкг (МВт), по формуле:

Pпокр = Pрасп - Pкг. (40)

87. В рамках разработки (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики мощность электростанций, требуемая для обеспечения баланса мощности Pтреб (МВт) синхронных зон, а также для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, должна определяться как мощность электростанций, требуемая для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности в соответствии с главой VI Методических указаний.

88. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения баланса мощности Pтреб (МВт) отдельных энергорайонов, должна определяться как разница между собственным максимальным потреблением мощности энергорайона и пропускной способностью внешних электрических связей, определенной в соответствии с пунктами 177 - 200 Методических указаний.

89. Избыток (дефицит) мощности синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов должен определяться как разность между мощностью электростанций, доступной для покрытия потребности в мощности, и мощностью электростанций, требуемой для обеспечения баланса мощности, определяемой в соответствии с пунктами 87 и 88 Методических указаний, по формуле:

. (41)

Определение избытка (дефицита) мощности для синхронной зоны и технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы должно осуществляться при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики.

Определение избытка (дефицита) мощности для территориальной энергосистемы, функционирующей в составе ЕЭС России, в том числе при разработке схемы и программы развития электроэнергетических систем России, не осуществляется.

90. При получении по результатам формирования балансов мощности дефицита мощности ( < 0) должны быть предложены технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующих мощностей или увеличению пропускной способности электрических связей, позволяющие исключить дефицит мощности с учетом требований пунктов 82 - 89 Методических указаний, обоснование которых выполняется по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат с учетом положений главы XI Методических указаний, а при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики - также с учетом положений главы IV Методических указаний.

91. В целях проверки достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования должна быть выполнена оценка возможности покрытия суточной неравномерности графиков потребления мощности синхронных зон при обосновании рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей для предельных параметров суточных графиков потребления мощности синхронных зон, указанных в пунктах 38 - 40 Методических указаний, с учетом требований пункта 92 Методических указаний.

92. Мощность участия электростанций различных типов в покрытии потребления мощности энергосистемы не должна превышать величину располагаемой мощности и быть ниже технологического минимума, который принимается:

а) для АЭС - с учетом технологически возможной разгрузки;

б) для ГЭС - равным базовой (минимальной) мощности, которая определяется в соответствии с водно-энергетическими показателями;

в) для ТЭС - в соответствии с информацией о фактических характеристиках действующего генерирующего оборудования и проектных характеристиках планируемого к вводу в эксплуатацию генерирующего оборудования, а при отсутствии указанной информации - не ниже значений, приведенных в пунктах 118 - 120 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем;

г) для оборудования ТЭЦ, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, - в соответствии с информацией о фактической нагрузке генерирующего оборудования ТЭЦ в часы минимальных электрических нагрузок, а при отсутствии указанной информации - в соответствии с приложением № 4 к Методическим указаниям.

93. При выявлении по результатам выполнения требований пунктов 91 и 92 Методических указаний для предельных параметров суточных графиков потребления мощности недостаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования с учетом информации о возможности регулярного изменения состава включенного генерирующего оборудования ТЭС должны быть рассмотрены следующие технические решения при их технико-экономическом обосновании, подтверждающем экономическую целесообразность их реализации:

а) техническое перевооружение действующего генерирующего оборудования ТЭС для обеспечения возможности его останова и перевода в резерв без расхолаживания с целью уменьшения времени включения в работу;

б) сооружение дополнительных объектов электросетевого хозяйства для повышения пропускной способности внешних связей для дополнительной выдачи избыточной мощности в часы минимальных электрических нагрузок;

в) сооружение дополнительных маневренных генерирующих мощностей или накопителей электрической энергии.

94. При планировании размещения СЭС и ВЭС в рамках обоснования рациональной структуры генерирующих мощностей должны быть выполнены следующие действия:

а) проведена оценка допустимости расчетного небаланса мощности, связанного с изменением нагрузки таких электростанций вследствие зависимости их мощности от погодных условий, а также достаточности имеющихся быстро вводимых (в течение 20 минут) резервов генерирующих мощностей;

б) по результатам указанной в подпункте "а" настоящего пункта оценки принято решение о необходимости развития электрических сетей, увеличения доли маневренных генерирующих мощностей, включая газотурбинные установки, газопоршневые установки, ГАЭС и другие накопители электрической энергии, или об отказе в размещении СЭС и ВЭС.

95. Результаты формирования балансов мощности на расчетный период должны использоваться при:

а) обосновании и корректировке рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в соответствии с главой III Методических указаний;

б) комплексном обосновании размещения генерирующих мощностей в соответствии с главой IV Методических указаний;

в) формировании балансов электрической энергии на расчетный период в соответствии с главой VII Методических указаний;

г) планировании развития электрических сетей в соответствии с главами X - XIV Методических указаний.

VI. Обеспечение балансовой надежности

96. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения баланса мощности, при формировании балансов мощности синхронных зон и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем должна определяться путем проведения расчетов балансовой надежности.

97. Расчеты балансовой надежности должны выполняться на основе:

а) информации, указанной в пункте 81 Методических указаний;

б) фактической информации о режимах потребления электрической энергии (графиках нагрузки) энергосистем за базовый период;

в) состава генерирующего оборудования, учтенного при формировании баланса мощности на соответствующий расчетный год;

г) располагаемой мощности генерирующего оборудования, определяемой в соответствии с пунктом 83 Методических указаний;

д) информации о внеплановых простоях объектов электроэнергетики за базовый период;

е) информации о параметрах элементов электрической сети.

98. Расчеты балансовой надежности должны выполняться с использованием энергетической расчетной модели ЕЭС России (технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы), формируемой с соблюдением следующих требований:

а) границы агрегированных узлов энергетической расчетной модели (далее - зоны надежности) определяются контролируемыми сечениями электрической сети с пропускной способностью, ограничивающей взаимное резервирование генерирующих мощностей, и одинаковым влиянием нагрузки узлов, агрегируемых в зону надежности, на перетоки мощности по эквивалентным ветвям энергетической расчетной модели, соединяющим зоны надежности (далее - межсистемные связи). Внутри зон надежности принимается допущение об отсутствии ограничений на передачу мощности;

б) пропускная способность межсистемной связи между зонами надежности или суммарная пропускная способность группы межсистемных связей определяется на основе величин максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети с учетом принятых к реализации технических решений по усилению электрической сети, исходя из условия достижения максимально возможной пропускной способности межсистемных связей при сохранении допустимых параметров электроэнергетического режима в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

в) зависимость потоков мощности по межсистемным связям между зонами надежности от нагрузки электростанций и потребителей в зонах надежности должна основываться на первом и втором законах Кирхгофа путем включения в энергетическую расчетную модель коэффициентов распределения потоков мощности, представляющих собой коэффициенты чувствительности изменения потоков мощности по межсистемным связям к изменению нагрузки электростанций и потребителей в зонах надежности и определяемых по данным о параметрах элементов электрической сети;

г) состав и располагаемая мощность генерирующего оборудования в зонах надежности принимаются в соответствии с информацией, указанной в подпунктах "е" и "ж" пункта 81 Методических указаний, и пунктом 83 Методических указаний, с учетом планируемых технических решений по снижению ограничений установленной генерирующей мощности электростанций;

д) потребление мощности в зонах надежности представляется прогнозным годовым почасовым графиком потребления мощности, формируемым для каждого месяца расчетного года на основе информации, указанной в подпункте "б" пункта 97 Методических указаний. Прогнозные графики потребления мощности формируются для каждой зоны надежности и синхронизируются на московское время;

е) энергосистемы зарубежных государств, через электрические сети которых не осуществляется транзит электрической энергии между отдельными частями ЕЭС России, моделируются путем задания средних ожидаемых почасовых величин (графика) сальдо перетоков экспорта-импорта мощности из соответствующих зон надежности ЕЭС России;

ж) энергосистемы зарубежных государств, через электрические сети которых осуществляется транзит электрической энергии между отдельными частями ЕЭС России, моделируются отдельными зонами надежности, для которых задаются средние ожидаемые почасовые величины (график) сальдо перетоков экспорта-импорта мощности.

99. При расчете показателей балансовой надежности зон надежности должны учитываться:

а) плановые и внеплановые ремонты генерирующего оборудования;

б) внеплановые ремонты линий электропередачи, влияющие на пропускную способность межсистемных связей;

в) нерегулярные изменения потребления мощности в зонах надежности, соответствующие случайным отклонениям потребления мощности от средних ожидаемых величин, в том числе в связи с отклонениями температуры наружного воздуха от среднемноголетних значений;

г) внутригодовые сроки изменения мощности действующих электростанций и ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей;

д) информация о фактической нагрузке ВЭС и СЭС, имеющаяся за период с момента ввода электростанции в эксплуатацию.

100. Для учета внеплановых ремонтов (моделирования отказов) элементов энергосистемы должен использоваться коэффициент аварийности объекта электросетевого хозяйства или генерирующего оборудования qав (о.е.), который характеризует относительное время внеплановых ремонтов энергооборудования за год:

, (42)

где:

tав - суммарное число часов простоя оборудования во внеплановых (включая аварийные) ремонтах в базовом периоде (ч);

tраб - продолжительность работы оборудования в базовом периоде (ч).

Коэффициенты аварийности должны рассчитываться по результатам обработки информации о фактическом изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния соответствующего оборудования, а при отсутствии такой информации - на основе информации по аналогичному оборудованию.

101. При расчете показателей балансовой надежности плановая рабочая мощность электростанций Pраб (МВт) для каждого часа расчетного года должна определяться как разность между располагаемой мощностью и ремонтным снижением располагаемой мощности электростанций в связи с проведением плановых ремонтов Pрем (МВт):

Pраб = Pрасп - Pрем. (43)

102. Ремонтное снижение располагаемой мощности электростанций в связи с проведением плановых ремонтов Pрем должно определяться на основании годовых объемов плановых ремонтов и их распределения по месяцам расчетного года. При этом распределение годовых объемов плановых ремонтов по месяцам расчетного года должно осуществляться в соответствии с перспективными и годовыми планами ремонта (планами контроля технического состояния и ремонта) оборудования, зданий и сооружений, а также периодами реконструкции и технического перевооружения, определенными на основе информации, указанной в подпункте "з" пункта 47 Методических указаний, а при их отсутствии:

а) для ГЭС и ТЭС с паротурбинным оборудованием - в соответствии с требованиями к периодичности и продолжительности проведения плановых ремонтов, установленными требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики", утвержденными приказом Минэнерго России от 25 октября 2017 г. № 101318;

______________________________

18 Зарегистрирован Минюстом России 26 марта 2018 г., регистрационный № 50503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. № 555 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный № 60538).

б) для ТЭС с газотурбинным, парогазовым и прочими видами оборудования, а также для АЭС, ГАЭС, СЭС и ВЭС - на основе статистических данных.

103. При распределении годовых объемов плановых ремонтов по месяцам расчетного года должны учитываться следующие принципы рационального планирования организации ремонтов:

а) плановые ремонты генерирующего оборудования ГЭС проводятся в период сезонного снижения их располагаемой мощности;

б) средние и капитальные ремонты генерирующего оборудования, работающего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, проводятся вне отопительного периода;

в) средние и капитальные ремонты генерирующего оборудования ТЭС, кроме указанных в подпункте "б" настоящего пункта, проводятся в период сезонного снижения электрических нагрузок.

104. Расчет показателей балансовой надежности должен выполняться с использованием вероятностно-статистических методов.

При проведении указанного расчета для каждого часа расчетного года должно формироваться множество расчетных состояний энергосистемы путем моделирования случайных событий с использованием метода Монте-Карло, описанного в пункте B.5.10 приложения B к национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 31010-2021 "Надежность в технике. Методы оценки риска"19 (далее - метод Монте-Карло).

______________________________

19 Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 24 сентября 2021 г. № 1011-ст (М., Российский институт стандартизации, 2021).

В качестве случайных событий должны рассматриваться внеплановые (в том числе аварийные) ремонты генерирующего оборудования, линий электропередачи, а также нерегулярные отклонения потребления мощности и нагрузки ВЭС и СЭС.

105. Моделирование одного случайного события en отключения генерирующего оборудования, линии электропередачи, вероятность которого равна pn, должно осуществляться при разыгрывании одного случайного числа sn из равномерно распределенного множества на интервале [0,1]. Если при этом sn находится в интервале [0, pn], следует считать, что событие en наступило, иначе событие en не наступило:

, (44)

где:

N - количество расчетных состояний.

106. При определении нерегулярных изменений потребления мощности в зонах надежности i должно осуществляться разыгрывание набора случайных чисел , распределенных нормально с математическим ожиданием, равным нулю, и ковариационной матрицей, определяемой на основе информации, указанной в подпункте "б" пункта 97 Методических указаний. Спрос на мощность в расчетных состояниях n для каждой зоны надежности i для каждого часа t расчетного года должен определяться по формуле:

, i = 1, ..., I, n = 1, ..., N, (45)

где:

yi,t - прогнозируемая величина потребления мощности (МВт) в час t, определенная в соответствии с подпунктом "д" пункта 98 Методических указаний;

I - количество зон надежности.

107. Случайные величины нагрузок ВЭС и СЭС не должны превышать их максимальной мощности, определяемой по информации, указанной в подпункте "з" пункта 81 Методических указаний, и должны моделироваться по результатам обработки указанной информации за период не менее последних трех лет с учетом взаимной зависимости нерегулярных изменений нагрузки отдельных электростанций. При отсутствии указанной информации нагрузка ВЭС и СЭС в расчетах балансовой надежности учитываться не должна.

108. По результатам моделирования для каждого расчетного состояния n энергосистемы должны быть определены:

а) расчетная рабочая мощность в зонах надежности i, рассчитываемая как суммарная плановая рабочая мощность генерирующего оборудования с учетом мощности ВЭС и СЭС, определенной в соответствии с пунктом 107 Методических указаний, за вычетом суммарной располагаемой мощности генерирующего оборудования, находящегося во внеплановых ремонтах, определенного в соответствии с пунктом 105 Методических указаний;

б) пропускная способность межсистемных связей и их групп (МВт) в прямом и обратном направлении с учетом линий электропередачи, находящихся во внеплановых ремонтах, определенных в соответствии с пунктом 105 Методических указаний;

в) спрос на мощность (МВт) в зонах надежности i, определенный с учетом нерегулярных колебаний в соответствии с пунктом 106 Методических указаний;

г) коэффициенты распределения потоков мощности из зон надежности в балансирующую зону надежности на межсистемные связи (группы межсистемных связей), определяемые по данным о параметрах элементов электрической сети с учетом линий электропередачи, находящихся во внеплановых ремонтах, определенных в соответствии с пунктом 105 Методических указаний.

109. Для каждого расчетного состояния n должен определяться дефицит мощности с использованием оптимизационной модели минимизации дефицитов мощности, при этом требуется найти:

. (46)

При решении указанной расчетной задачи должны учитываться:

а) балансовые ограничения:

; (47)

; (48)

б) ограничения-неравенства на переменные:

; (49)

; (50)

; (51)

i = 1, ..., I, n = 1, ..., N, s = 1, ..., S,

где:

xi - используемая мощность в зоне надежности i (МВт);

yi - покрываемое потребление мощности в зоне надежности i (МВт);

zs - поток мощности по S-й межсистемной связи (группе межсистемных связей) в прямом направлении (МВт);

, - пропускная способность S-ой межсистемной связи (группы межсистемных связей) в прямом и обратном направлении соответственно в расчетном состоянии n (МВт);

msi - коэффициент распределения потока мощности (о.е.) из i-й зоны надежности в балансирующую зону надежности на s-ую межсистемную связь (группу межсистемных связей) энергетической расчетной модели;

S - количество межсистемных связей (групп межсистемных связей) энергетической расчетной модели.

110. В результате решения задачи, указанной в пункте 109 Методических указаний, должны быть определены оптимальные значения параметров xi, yi, zs.

111. Показатели балансовой надежности зон надежности должны определяться как математические ожидания случайных величин, для которых по методу Монте-Карло формируются псевдослучайные выборки их значений, в соответствии со следующими требованиями:

а) дефициты мощности (МВт) в каждом расчетном состоянии для зон надежности и энергосистемы в целом определяются по формуле:

, i = 1, ..., I, n = 1, ..., N; (52)

б) математическое ожидание дефицита мощности зоны надежности i определяется по формуле:

, i = 1, ..., I, n = 1, ..., N; (53)

в) вероятность бездефицитной работы (о.е.) для зон надежности определяется по формуле:

(54)

112. Вероятность бездефицитной работы в каждой зоне надежности должна быть не ниже нормативного значения, установленного в соответствии с Правилами разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утверждаемыми Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 9 статьи 6.1 и пунктом 1 статьи 21 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике"20.

______________________________

20 Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2022, № 24, ст. 3934.

113. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности, учитывающая необходимость компенсации плановых и аварийных (внеплановых) ремонтов генерирующего оборудования, аварийных (внеплановых) ремонтов линий электропередачи в межсистемных связях, нерегулярных отклонений потребления мощности, должна определяться исходя из условия обеспечения в расчетном году во всех зонах надежности нормативного значения вероятности бездефицитной работы.

Для определения мощности электростанций, требуемой для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности, должен выполняться вариантный расчет показателей балансовой надежности в соответствии с пунктами 100 - 111 Методических указаний.

114. Для каждого расчетного года должна выполняться проверка соответствия расчетных значений вероятности бездефицитной работы Pk в зонах надежности (о.е.) установленному нормативному значению:

Pk >= Pнорм, k = 1, ..., I, (55)

где:

Pнорм - нормативное значение вероятности бездефицитной работы (о.е.), определенное в соответствии с пунктом 112 Методических указаний.

115. Если условие (55), указанное в пункте 114 Методических указаний, не выполнено в одной или нескольких зонах надежности, должны быть предложены технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующих мощностей или увеличению пропускной способности электрических связей, позволяющие обеспечить выполнение указанного условия во всех зонах надежности. Обоснование и выбор указанных технических решений должны осуществляться по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат с учетом положений глав IV и XI Методических указаний.

116. Если вероятность бездефицитной работы в одной или нескольких зонах надежности превышает нормативное значение, то при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должен быть определен состав неэффективных генерирующих мощностей посредством моделирования вывода из работы генерирующего оборудования с наибольшим коэффициентом аварийности в базовом периоде с соблюдением условия (55) во всех зонах надежности. Суммарная установленная генерирующая мощность неэффективных генерирующих мощностей должна определяться как максимальное значение установленной генерирующей мощности, обеспечивающее соблюдение указанного условия во всех зонах надежности.

117. Состав неэффективных генерирующих мощностей, определенный в соответствии с пунктом 116 Методических указаний, подлежит сокращению по результатам:

а) формирования балансов мощности для отдельных энергорайонов при выявлении в них дефицита мощности после вывода из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей;

б) формирования балансов мощности для предельных параметров суточных графиков потребления мощности энергосистемы при выявлении невозможности обеспечения неизменного состава включенного генерирующего оборудования ТЭС (за исключением газотурбинных установок) в течение суток после вывода из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей;

в) технико-экономического обоснования замещающих технических решений при выводе из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей в соответствии с главой XIV Методических указаний;

г) формирования балансов электрической энергии в ЕЭС России в соответствии с главой VII Методических указаний в случае, если после исключения неэффективных генерирующих мощностей оставшегося объема мощностей будет недостаточно для обеспечения объема прогнозного потребления электрической энергии.

118. Мощность электростанций, требуемая для обеспечения нормативного уровня балансовой надежности, должна определяться для каждого расчетного года по формуле:

Pтреб = Pрасп + Pдоп - Pн.эф., (56)

где:

Pрасп - суммарная располагаемая мощность электростанций энергосистемы на час собственного годового максимума потребления мощности (МВт);

Pдоп - объем дополнительных генерирующих мощностей (МВт), обоснованных в соответствии с пунктом 115 Методических указаний;

Pн.эф. - объем неэффективных генерирующих мощностей (МВт), определенный в соответствии с пунктами 116 и 117 Методических указаний.

VII. Балансы электрической энергии

119. Балансы электрической энергии синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов должны формироваться в целях проверки возможности обеспечения требуемого объема выработки электрической энергии электростанциями, учтенными в балансе мощности энергосистемы на час собственного годового максимума потребления мощности.

120. Формирование балансов электрической энергии должно осуществляться на основе балансов мощности энергосистемы, формируемых в соответствии с главой V Методических указаний, и исходных данных, указанных в пункте 81 Методических указаний, информации, указанной в подпункте "д" пункта 47 Методических указаний, а также водно-энергетических показателей действующих и планируемых к вводу в эксплуатацию ГЭС для каждого месяца года.

121. Балансы электрической энергии синхронной зоны должны формироваться для условий средневодного года.

Балансы электрической энергии технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов, в которых функционируют единственная ГЭС либо несколько ГЭС, расположенных на одной реке, должны формироваться для условий маловодного года.

Балансы электрической энергии технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов, в которых функционируют ГЭС, расположенные на различных реках, должны формироваться:

для условий маловодного года только по одной из рек, для которой в расчетном маловодном году снижение выработки ГЭС является наибольшим;

для условий средневодного года по остальным ГЭС, не указанным в абзаце четвертом настоящего пункта.

Для целей настоящего пункта Методических указаний под средневодным годом понимается год с выработкой электрической энергии, соответствующей годовой приточности в водохранилище ГЭС с обеспеченностью стока 50%. Под маловодным годом понимается год с выработкой электрической энергии, соответствующей годовой приточности в водохранилище ГЭС с обеспеченностью стока 95%.

122. Расходная часть баланса электрической энергии должна складываться из следующих показателей:

а) потребление электрической энергии Э (млн кВт·ч), включая потребление электрической энергии на заряд ГАЭС ЭГАЭС (млн кВт·ч);

б) экспорт электрической энергии в энергосистемы иностранных государств Ээксп (млн кВт·ч);

в) в случае формирования баланса электрической энергии отдельных энергорайонов учитывается планируемая передача электрической энергии в смежные энергорайоны, определяемая на основании постоянного отбора для целей покрытия потребления смежных энергорайонов Эпередача (млн кВт·ч).

123. Приходная часть баланса электрической энергии должна складываться из следующих показателей:

а) производство (выработка) электрической энергии электростанциями i Wi (млн кВт·ч);

б) планируемое получение электрической энергии из смежных энергорайонов Эполучение (млн кВт·ч).

124. При формировании балансов электрической энергии должно быть обеспечено равенство расходной и приходной частей, указанных в пунктах 122 и 123 Методических указаний, с соблюдением следующих требований:

а) при формировании балансов электрической энергии по синхронным зонам и технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам объем выработки электрической энергии на электростанциях должен соответствовать годовому объему потребления электрической энергии с учетом заряда ГАЭС, объемов экспорта электрической энергии в энергосистемы иностранных государств:

; (57)

б) при формировании балансов по энергорайонам, входящим в состав ЕЭС России, для целей определения наличия или отсутствия дефицита электрической энергии дополнительно учитываются объемы получения электрической энергии из других энергорайонов и объем планируемой передачи электрической энергии в смежные энергорайоны:

; (58)

125. Для проверки возможности обеспечения требуемого годового объема производства электрической энергии электростанциями, учтенными в балансе мощности на час собственного годового максимума потребления мощности, должна выполняться оценка приходной и расходной части баланса электрической энергии в целом на расчетный год в соответствии с условием, предусмотренным абзацем первым пункта 124 Методических указаний. При выполнении указанной оценки должны соблюдаться следующие требования:

а) показатели годового производства электрической энергии ГЭС WГЭС (млн кВт·ч) для действующих ГЭС определяются на основе информации о величине годовой выработки электрической энергии за период нормальной эксплуатации для различных условий водности (маловодные, средневодные), а при отсутствии такой информации - по проектной величине среднемноголетней (для маловодных условий - гарантированной) выработки электрической энергии, указанной в правилах использования водных ресурсов водохранилищ, утверждаемых в соответствии со статьей 45 Водного кодекса Российской Федерации21;

______________________________

21 Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, № 23, ст. 2381; 2021, № 27, ст. 5130.

б) показатели годового производства электрической энергии ГЭС WГЭС для строящихся и планируемых к сооружению ГЭС определяются в соответствии с проектными данными с учетом планируемых сроков ввода в эксплуатацию гидроагрегатов и графиков наполнения водохранилищ;

в) показатели годового производства электрической энергии ГАЭС WГАЭС (млн кВт·ч) принимаются в соответствии с проектными данными;

г) показатели годового производства электрической энергии АЭС определяются на основе установленной генерирующей мощности (МВт) и ожидаемого годового числа часов использования установленной генерирующей мощности TАЭС (ч), определяемого в соответствии с утвержденным графиком проведения плановых ремонтов энергоблоков АЭС по информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом", но не выше статистической информации о фактическом среднем годовом числе часов использования установленной генерирующей мощности за последние пять лет (при условии отсутствия изменений установленной генерирующей мощности конкретных АЭС в расчетном периоде), по формуле:

; (59)

д) для вводимых в эксплуатацию энергоблоков АЭС в первый год эксплуатации годовое число часов использования их установленной генерирующей мощности принимается сниженным на основе информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" о графике выхода на проектную мощность, а при отсутствии указанной информации - равным нулю. Для остальных лет расчетного периода при отсутствии информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" годовое число часов использования установленной генерирующей мощности вводимых в эксплуатацию энергоблоков АЭС принимается равным 7000 часов;

е) объемы годового производства электрической энергии действующих ВЭС и СЭС определяются как минимальная из следующих величин:

минимальный объем производства электрической энергии за календарный год в течение срока эксплуатации электростанции с момента выхода на проектную установленную мощность, но не более последних семи лет;

объем производства электрической энергии, заявленный собственником или иным законным владельцем генерирующего оборудования на соответствующий год;

ж) объемы годового производства электрической энергии проектируемых ВЭС и СЭС определяются в соответствии с их установленной генерирующей мощностью , (МВт) и годовым числом часов использования установленной генерирующей мощности TВЭС, TСЭС (ч), принимаемым в соответствии с проектными данными, а при их отсутствии - равным 2000 и 1500 часов для ВЭС и СЭС соответственно, по формулам:

; (60)

; (61)

з) необходимый годовой объем производства электрической энергии ТЭС, замыкающих баланс электрической энергии синхронных зон и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, определяется в виде разности между годовым объемом потребления электрической энергии в энергосистеме с учетом заряда ГАЭС, объемов ее экспорта в энергосистемы иностранных государств и объемами производства электрической энергии на ГЭС, ГАЭС, АЭС, ВЭС и СЭС, определенными в соответствии с подпунктами "а" - "ж" настоящего пункта, по формуле:

; (62)

и) возможный объем производства электрической энергии ТЭС определяется по формуле:

, (63)

где:

- установленная генерирующая мощность электростанции (МВт);

TТЭС - максимальное годовое число часов использования установленной генерирующей мощности электростанции (ч), которое определяется с учетом ограничений каждой конкретной электростанции, а при отсутствии указанной информации принимается равным 6500 часов;

к) наличие дефицита электрической энергии в синхронной зоне и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах определяется по формуле:

. (64)

126. Оценка наличия дефицита электрической энергии в энергорайоне должна выполняться для условий маловодного года с учетом требований пункта 121 Методических указаний.

Наличие дефицита электрической энергии в отдельном энергорайоне должно определяться по формуле:

, (65)

где:

ЭполучениеЭР - максимально возможный на временном интервале объем получения (передачи) электрической энергии (млн кВт·ч) по внешним электрическим связям, ограничивающим отдельный энергорайон.

127. При расчете максимально возможного на временном интервале объема получения (передачи) электрической энергии по внешним электрическим связям, ограничивающим отдельный энергорайон, должны соблюдаться следующие требования:

а) годовой объем получения (передачи) электрической энергии определяется путем суммирования аналогичных величин в разрезе сезонов календарного года:

осенне-зимний период - с 1 января по 15 апреля и с 1 ноября по 31 декабря;

период паводка - с 16 апреля по 15 июня;

летний период - с 16 июня по 31 октября;

б) величина пропускной способности внешних электрических связей энергорайона в разрезе сезонов календарного года (тыс. кВт·ч) определяется на основании среднегодовой длительности нахождения во всех видах ремонтов линий электропередачи и оборудования, приводящего к снижению пропускной способности указанных электрических связей относительно нормальной схемы за последние пять лет;

в) расчетная пропускная способность внешних электрических связей энергорайона в ремонтной схеме принимается равной минимальному значению пропускной способности из всех рассматриваемых единичных ремонтных схем;

г) объем получения (передачи) электрической энергии по внешним электрическим связям энергорайона определяется по формуле:

ЭполучениеЭРсезон = PМДПн/с · (Tсезон - Tоткл) +

+ PМДПрем/с · Tоткл, (66)

где:

PМДПн/с - пропускная способность внешних электрических связей энергорайона в нормальной схеме в соответствующем сезоне (МВт);

PМДПрем/с - минимальная пропускная способность внешних электрических связей энергорайона из всех рассматриваемых единичных ремонтных схем в соответствующем сезоне (МВт);

Tсезон - продолжительность соответствующего сезона (ч);

Tоткл - среднегодовая длительность нахождения в плановых, неотложных и аварийных ремонтах линий электропередачи и оборудования в энергорайоне, приводящих к снижению пропускной способности внешних электрических связей энергорайона относительно нормальной схемы, принимаемая одинаковой как для существующих, так и для вновь вводимых линий электропередачи и оборудования (ч);

д) в случае превышения Tоткл над Tсезон пропускная способность внешних электрических связей энергорайона принимается равной PМДПрем/с на протяжении всего сезона;

е) величины пропускной способности электрических связей принимаются:

для осенне-зимнего периода - как величины максимально допустимых перетоков активной мощности для режима максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха, приведенной в абзаце третьем подпункта "а" пункта 180 Методических указаний;

для периода паводка - как величины максимально допустимых перетоков активной мощности при температуре наружного воздуха, приведенной в подпункте "г" пункта 180 Методических указаний;

для летнего периода - как величины максимально допустимых перетоков активной мощности при температуре наружного воздуха, приведенной в подпункте "в" пункта 180 Методических указаний.

128. При выявлении дефицита электрической энергии должны быть предложены технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующих мощностей или увеличению пропускной способности электрических связей, обеспечивающие ликвидацию дефицита электрической энергии. Обоснование и выбор указанных технических решений должны осуществляться по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат с учетом положений главы XI Методических указаний, а при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики - также с учетом положений главы IV Методических указаний.

129. Для определения наиболее эффективных режимов использования мощности электростанций, определения потребности электростанций в топливе, прогноза цен на электрическую энергию на основе предельных затрат на обеспечение потребления электрической энергии, отвечающих принципам конкурентного ценообразования, при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должно выполняться моделирование оптимального баланса электрической энергии для каждого года расчетного периода.

130. Для формирования оптимального баланса электрической энергии по каждому расчетному году должно использоваться агрегированное представление производственной структуры ЕЭС России в территориальном и технологическом разрезе, формируемое в соответствии с пунктом 48 Методических указаний с учетом пункта 131 Методических указаний.

131. Генерирующие мощности ТЭС должны быть представлены агрегированными группами оборудования исходя из разницы уровня их удельных расходов топлива, вида топлива, маневренных характеристик, возможности работы в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

132. Формирование оптимального баланса электрической энергии должно осуществляться по результатам решения оптимизационной задачи с соблюдением следующих требований:

а) максимальное значение востребованной мощности ТЭС ограничено значением ее располагаемой мощности, определяемым в соответствии с пунктом 83 Методических указаний, минимальное значение - величиной ее технологического минимума в соответствии с пунктом 92 Методических указаний;

б) мощности электростанций других типов (АЭС, ГЭС, ГАЭС, СЭС, ВЭС), а также накопителей электрической энергии определяются с учетом требований главы V Методических указаний.

в) объем передачи мощности по межсистемным связям ограничивается величиной пропускной способности межсистемной связи;

г) при решении оптимизационной задачи должен использоваться экономический критерий минимума суммарных топливных затрат тепловых электростанций на обеспечение потребления электрической энергии с учетом затрат на компенсацию потерь при ее передаче по межсистемным связям.

133. По результатам решения оптимизационной задачи должны быть определены:

а) объемы использования мощности электростанций;

б) годовые объемы производства электрической энергии электростанциями разного типа;

в) объемы получения электрической энергии и передачи электрической энергии;

г) значения цен электрической энергии для ценовых зон оптового рынка;

д) средневзвешенная годовая цена электрической энергии в целом по ЕЭС России для ценовых зон оптового рынка.

134. Результаты формирования оптимальных балансов электрической энергии должны использоваться для оценки экономических последствий реализации рассматриваемых технических решений по развитию энергосистем.

VIII. Оценка потребности тепловых электростанций в органическом топливе

135. Определение потребности ТЭС в органическом топливе (далее - потребность в топливе) должно осуществляться в ходе разработки документов перспективного развития электроэнергетики для решения задач по технико-экономическому сравнению вариантов структуры и размещения генерирующих мощностей, оценке экономических последствий реализации предлагаемых технических решений, оценке воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду по ЕЭС России, синхронным зонам и технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам.

136. Потребность в топливе следует рассчитывать по отдельным группам оборудования на основе технико-экономических показателей каждой группы. Агрегирование генерирующего оборудования по группам должно осуществляться по типу турбин.

137. Потребность в топливе должна определяться на основе:

а) фактических технико-экономических показателей работы групп оборудования ТЭС за базовый год. Если в базовом году оборудование ТЭС функционировало в схемах и режимах, не предусмотренных проектной или эксплуатационной документацией, а также в случае отсутствия информации о технико-экономических показателях работы групп оборудования ТЭС за базовый год, за базовый год для определения потребности в топливе может быть принят любой год базового периода;

б) для вводимого в эксплуатацию генерирующего оборудования - в соответствии с проектными данными, заводскими характеристиками, а при их отсутствии - по показателям работы аналогичного оборудования с учетом пункта 139 Методических указаний;

в) информации о прогнозном производстве электрической энергии в расчетном периоде в соответствии с балансами электрической энергии, сформированными в соответствии с главой VII Методических указаний;

г) информации о прогнозном отпуске тепловой энергии внешним потребителям в соответствии со схемами теплоснабжения, информацией производителей электрической энергии, программами комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципальных образований или со сводным прогнозным балансом производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России по субъектам Российской Федерации (в части тепловой энергии). При отсутствии указанной информации - на основе отчетных данных о функционировании ТЭС за базовый период;

д) информации о составе генерирующего оборудования, режимах работы и условиях эксплуатации ТЭС, принятых при формировании балансов мощности и балансов электрической энергии в соответствии с главами V и VII Методических указаний;

е) информации о структуре и качестве сжигаемого топлива в соответствии с отчетными данными о работе ТЭС и динамике использования различных видов топлива за базовый период, информацией производителей электрической энергии или топливоснабжающих организаций о планируемом изменении структуры топливного баланса, для вводимых в эксплуатацию групп генерирующего оборудования или электростанций - данными о проектных видах топлива;

ж) иной информации, полученной от производителей электрической энергии или топливоснабжающих организаций, не указанной в подпунктах "а" - "е" настоящего пункта, включая планы проведения капитальных и средних ремонтов котлов и турбоагрегатов, информацию об условиях обеспечения ТЭС различными видами топливных ресурсов, перспективах развития (выбытия) существующих и освоения новых угольных и углеводородных месторождений, технических возможностях использования на электростанциях непроектных видов топлива и смесей различных видов топлива, информацию о ценах на топливо.