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

138. При определении потребности в топливе не подлежат учету следующие показатели:

а) внешние факторы (температура наружного воздуха, температура сетевой воды);

б) физический износ оборудования;

в) энергетические характеристики вспомогательного оборудования;

г) затраты топлива на перевод оборудования из одного оперативного состояния в другое;

д) резервы тепловой экономичности и степень их использования.

139. При раздельном производстве электрической и тепловой энергии используемые при определении потребности в топливе удельные расходы топлива должны определяться на основе информации, указанной в подпункте "б" пункта 137 Методических указаний. Для генерирующего оборудования, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, следует рассчитывать дифференцированные показатели удельных расходов топлива на производство энергии по конденсационному и теплофикационному циклам.

140. При изменении структуры топливного баланса электростанции, качества твердого топлива (замене марки угля), состава оборудования и (или) режима работы электростанции должен осуществляться перерасчет удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии для действующего генерирующего оборудования в соответствии с Порядком определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии, утвержденным приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 32322, и Методическими указаниями по распределению удельного расхода условного топлива при производстве электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, применяемыми в целях тарифного регулирования в сфере теплоснабжения, утвержденными приказом Минэнерго России от 12 сентября 2016 г. № 95223 (далее - Методические указания по распределению удельного расхода условного топлива).

______________________________

22 Зарегистрирован Минюстом России 16 марта 2009 г., регистрационный № 13512, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 10 августа 2012 г. № 377 (зарегистрирован Минюстом России 28 ноября 2012 г., регистрационный № 25956), от 23 июля 2015 г. № 494 (зарегистрирован Минюстом России 17 августа 2015 г., регистрационный № 38557), от 30 ноября 2015 г. № 904 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2015 г., регистрационный № 40433).

23 Зарегистрирован Минюстом России 10 октября 2016 г., регистрационный № 43980.

141. Для вводимого в эксплуатацию генерирующего оборудования должны использоваться поправки на относительное увеличение удельного расхода топлива в расчетном периоде вследствие пониженной экономичности турбоагрегатов, находящихся в стадии освоения.

142. Распределение выработки электрической энергии между группами генерирующего оборудования в рамках расчета потребности в топливе должно выполняться на основе минимизации расхода условного топлива.

143. Тепловая нагрузка турбоагрегатов должна определяться по каждой группе оборудования на основании схем теплоснабжения и статистической информации, а при ее отсутствии - по показателям работы аналогичного оборудования.

144. Распределение прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбоагрегатов должно осуществляться в соответствии с Методическими указаниями по распределению удельного расхода условного топлива.

145. Распределение выработки электрической энергии должно осуществляться последовательно по группам оборудования в соответствии с их технико-экономическими показателями и сложившимся режимом работы с учетом:

а) ограничений мощности турбоагрегатов;

б) объема минимальной выработки электрической энергии в теплофикационном режиме (по тепловой нагрузке) и связанной с ней вынужденной конденсационной мощности;

в) величины минимально возможного потребления мощности или технического минимума каждой турбины и целесообразности ее полной разгрузки до величины холостого хода или останова;

г) фактического изменения коэффициентов использования электрической мощности турбоагрегатов в течение базового периода;

д) приоритета загрузки более экономичного генерирующего оборудования с учетом допустимых режимов его работы.

146. По результатам распределения производства электрической и тепловой энергии между группами оборудования должна определяться потребность в условном топливе (далее в единицах измерения - у.т.) по каждой j-ой группе по формуле:

, (67)

где:

- расход топлива на отпуск электрической энергии от j-ой группы оборудования (т у.т.);

- расход топлива на отпуск тепловой энергии от j-ой группы оборудования (т у.т.).

147. Расход условного топлива на отпущенную электрическую энергию при заданных фактических (плановых, нормативных) удельных расходах топлива должен определяться по формуле:

, (68)

где:

- удельный фактический (плановый или нормативный) расход условного топлива на отпуск электрической энергии j-ой группой оборудования (г у.т./кВт·ч);

Wj - выработка электрической энергии j-ой группой оборудования (млн кВт·ч);

- расход элетроэнергии на собственные нужды j-ой группой оборудования (млн кВтч).

148. Для групп оборудования, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, расчет расхода условного топлива на отпуск электрической энергии должен осуществляться по формуле:

, (69)

где:

- удельный фактический (плановый или нормативный) расход условного топлива на отпуск электрической энергии по теплофикационному циклу (г у.т./кВт·ч);

Wjтф - выработка электрической энергии по теплофикационному циклу j-ой группой оборудования (млн кВт·ч);

- расход элетроэнергии на собственные нужды j-ой группой оборудования в теплофикационном цикле (млн кВт·ч);

- удельный фактический (плановый или нормативный) расход условного топлива на отпуск электрической энергии по конденсационному циклу (г у.т./кВт·ч);

Wjкн - выработка электрической энергии по конденсационному циклу j-ой группой оборудования (млн кВт·ч);

- расход элетроэнергии на собственные нужды j-ой группой оборудования в конденсационном цикле (млн кВт·ч).

Расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию должен определяться по формуле:

, (70)

где:

- удельный фактический (плановый или нормативный) расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию j-ой группой оборудования (кг у.т./Гкал);

- отпуск тепловой энергии j-ой группой оборудования (Гкал).

149. Рассчитанный суммарный объем условного топлива для каждой j-группы оборудования распределяется по видам топлива в соответствии с принятой структурой на основе информации, указанной в подпункте "е" пункта 137 Методических указаний:

, (71)

где:

Xk - доля k-го топлива в топливном балансе j-ой группы оборудования.

150. Пересчет условного топлива (т у.т.) в натуральное (т или тыс. м3) должен осуществляться в соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:

, (72)

где Экал - калорийный эквивалент (о.е.), определяемый по формуле:

, (73)

где:

- низшая теплота сгорания условного топлива (ккал/кг);

- низшая теплота сгорания натурального топлива (ккал/кг или м3).

151. Значения калорийных эквивалентов должны определяться на основе информации, указанной в подпункте "е" пункта 137 Методических указаний, по сертификатам на поставляемое топливо, а при отсутствии указанной информации - в соответствии с приложением № 3 к Порядку составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденному приказом Минэнерго России от 29 октября 2021 г. № 116924.

______________________________

24 Зарегистрирован Минюстом России 12 ноября 2021 г., регистрационный № 65788.

152. Полная потребность в топливе в расчетном периоде должна определяться с учетом потерь топлива при транспортировании и хранении в соответствии с показателями, приведенными в приложении № 5 к Методическим указаниям.

153. Полученные результаты определения потребности в топливе для групп оборудования должны соответствовать имеющимся ограничениям на объемы поставок топлива, в случае предоставления такой информации собственниками или иными законными владельцами ТЭС. При невыполнении указанного условия должны быть повторно выполнены расчеты в соответствии с пунктами 142 - 152 Методических указаний с предварительной корректировкой промежуточных данных.

154. Потребность в топливе должна определяться для каждой ТЭС путем суммирования результатов расчетов по отдельным группам оборудования. Совокупная потребность в топливе ТЭС энергосистемы должна определяться как сумма полученных результатов определения потребности в топливе по отдельным ТЭС энергосистемы.

155. Полученный в результате расчетов прогноз потребности ТЭС в органическом топливе должен быть представлен в условном или натуральном выражении, при необходимости - с дифференциацией по угольным бассейнам, месторождениям или разрезам.

IX. Оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду

156. Оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду должна осуществляться при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики посредством оценки воздействия на окружающую среду существующих и планируемых к строительству (реконструкции) ТЭС на органическом топливе, которые в соответствии с критериями отнесения объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, к объектам I, II, III и IV категорий, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 239825, относятся (будут относиться) к объектам I и II категории.

______________________________

25 Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 2, ст. 447; № 42, ст. 7116. Данное постановление действует до 1 января 2027 г.

157. Оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду должна осуществляться по ЕЭС России, синхронным зонам и технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам.

158. Оценка ожидаемых объемов воздействия ТЭС на окружающую среду должна осуществляться на основании технологических нормативов, определенных в соответствии со статьей 23 Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ "Об охране окружающей среды"26.

______________________________

26 Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 2, ст. 133; 2017, № 31, ст. 4774.

159. Анализ динамики ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в расчетном периоде должен выполняться начиная с базового года, на основе информации, указанной в подпункте "е" пункта 47 Методических указаний. В случае отсутствия информации за базовый год, вместо базового года для анализа динамики ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу может быть принят любой год базового периода.

160. При оценке воздействия ТЭС на качество атмосферного воздуха должна осуществляться оценка ожидаемых объемов выбросов и удельных выбросов в атмосферу следующих нормируемых вредных (загрязняющих) веществ:

а) твердых частиц (летучей золы);

б) диоксида серы (SO2);

в) оксидов азота (NOX).

161. Оценка ожидаемых объемов выбросов и удельных выбросов в атмосферу нормируемых вредных (загрязняющих) веществ должна проводиться на основании:

а) данных государственной статистической отчетности организаций, являющихся собственниками или иными законными владельцами электростанций, по объемам выбросов нормируемых загрязняющих веществ (твердых частиц, диоксида серы, оксидов азота) в базовый период;

б) технологических нормативов удельных выбросов в атмосферу нормируемых загрязняющих веществ для вводимого в эксплуатацию энергетического оборудования (для твердого топлива - выбросы твердых частиц, SO2 и NOx, для нефтетоплива - SO2 и NOx, для газообразного топлива - NOx) в соответствии с Приложением Г к информационно-техническому справочнику по наилучшим доступным технологиям ИТС 38-2017 "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии"27 (далее - ИТС 38-2017) и таблицами 1, 2 и 3 раздела 11 национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55173-2012 "Установки котельные. Общие технические требования"28 (далее - ГОСТ Р 55173-2012);

______________________________

27 Утвержден приказом Росстандарта от 22 декабря 2017 г. № 2929 (Бюро НДТ, 2017).

28 Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 23 ноября 2012 г. № 1142-ст (М., Стандартинформ, 2014).

в) нормативов удельных выбросов оксидов азота для действующих ТЭС в соответствии с таблицами 4, 5 и 6 раздела 11 ГОСТ Р 55173-2012;

г) национальных значений коэффициентов эмиссии диоксида углерода (т CO2/т у.т.) для различных видов топлива, предусмотренных Приложением Г к ИТС 38-2017;

д) прогноза потребности в топливе действующих и планируемых к вводу в эксплуатацию в расчетном периоде ТЭС по видам топлива, сформированного в соответствии с главой VIII Методических указаний;

е) характеристик режимов сжигания топлива, влияющих на выход загрязняющих веществ, в том числе мероприятия по подавлению образования оксидов азота в топке котла;

ж) имеющейся информации об эффективности природоохранного оборудования, в том числе о коэффициентах полезного действия систем золоулавливания, сероочистки, азотоочистных технологий, коэффициенте эффективности технологических мероприятий по подавлению образования оксидов азота в топке котла;

з) сведений о потребности в топливе ТЭС, на которых планируется сооружение сероочистных установок.

162. Оценка ожидаемых выбросов (тыс. т/год) в атмосферу загрязняющих веществ ТЭС должна определяться по формуле:

, (74)

где:

- ожидаемое количество нормируемого загрязняющего вещества (тыс. т/год), выбрасываемого в атмосферу действующим генерирующим оборудованием в расчетном году t;

- ожидаемое количество нормируемого загрязняющего вещества (тыс. т/год), выбрасываемого в атмосферу планируемым к вводу в эксплуатацию генерирующим оборудованием в расчетном году t.

163. Количественная оценка прогресса электроэнергетики в охране атмосферного воздуха от загрязнения должна осуществляться на основе динамики удельных выбросов вредных веществ в атмосферу.

Удельные выбросы вредных веществ в атмосферу должны рассчитываться путем отнесения их валовых выбросов:

а) к приведенной выработке электрической энергии, определяемой как величина выработки энергии на электростанциях, учитывающая отпуск электростанциями электрической и тепловой энергии, приведенная к единицам электрической энергии;

б) к расходу топлива, определяющему выброс ингредиента загрязнения.

164. Оценка ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу действующими ТЭС по отдельным нормируемым ингредиентам загрязнения должна осуществляться в следующем порядке:

а) выбросы твердых частиц действующими электростанциями (тыс. т/год) должны определяться по формуле:

, (75)

где:

- фактический (плановый или нормативный) средневзвешенный коэффициент полезного действия (о.е.) (эффективность) золоулавливания в расчетном году t;

i - индекс вида топлива (в том числе типа углей);

- количество отходящих твердых частиц, образующихся при сжигании i-того вида топлива на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т/год), определяемое по формуле:

, (76)

где:

- объем натурального топлива i-го вида (типа углей), которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т/год);

aун - доля золы, уносимой из топки в газоходы котла (при отсутствии информации принимается равной 0,9);

- зольность топлива i-го вида на рабочую массу (%), определяемая в соответствии с таблицей 1 приложения № 6 к Методическим указаниям;

- потери тепла от механической неполноты сгорания топлива (%) i-го вида, определяемые в соответствии с таблицей 2 приложения № 6 к Методическим указаниям;

- низшая теплота сгорания топлива i-го вида (кДж/кг), определяемая в соответствии с таблицей 1 приложения № 6 к Методическим указаниям;

б) выбросы диоксида серы действующими электростанциями ( тыс.т/год) должны определяться по формуле:

, (77)

где:

- количество отходящего диоксида серы, образующегося в котлоагрегатах действующих электростанций, сжигающих i-ый вид топлива в расчетном году t (тыс. т/год), определяемое по формуле:

, (78)

где:

- объем натурального топлива i-го вида, которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т/год);

SP - сернистость топлива i-го вида на рабочую массу в базовом году (%), определяемая в соответствии с таблицей 1 приложения № 6 к Методическим указаниям;

- доля диоксида серы, связываемого золой i-го вида топлива в котле, определяемая в соответствии с таблицей 3 приложения № 6 к Методическим указаниям;

в) выбросы оксидов азота действующими электростанциями (тыс. т/год) должны определяться по формуле:

(79)

где:

- количество отходящих оксидов азота, образующихся в котлоагрегатах действующих электростанций, сжигающих i-ый вид топлива в расчетном году t (тыс. т/год), определяемое по формуле:

, (80)

где:

Bi(t) - объем условного топлива i-го вида, которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т у.т/год);

- потери тепла от механической неполноты сгорания топлива i-го вида (%), определяемые в соответствии с таблицей 2 приложения № 6 к Методическим указаниям;

- средний коэффициент эффективности технологических методов подавления образования оксидов азота в топке котла в расчетном году t (о.е.), который принимается в пределах 0,2 - 0,5 или равным 0 при отсутствии соответствующих мероприятий;

- удельный выброс оксидов азота для разных видов топлива в пересчете на условное (кг/т у.т.), определяемый в соответствии с таблицей 4 приложения № 6 к Методическим указаниям.

165. Пересчет объемов условного топлива в натуральное должен осуществляться в соответствии с пунктом 150 Методических указаний.

166. При планировании собственниками или иными законными владельцами электростанций сооружения сероочистных установок на отдельных ТЭС расчет выброса диоксида серы должен выполняться по формуле:

. (81)

При этом - количество диоксида серы, улавливаемого сероочистными установками из дымовых газов на электростанции j, на которой намечено сооружение сероочистной установки, в расчетном году t (тыс. т/год), должно определяться по формуле:

, (82)

где:

- объем выброса диоксида серы электростанцией j в расчетном году t (тыс. т/год);

- коэффициент полезного действия сероочистной установки в зависимости от технологии сероочистки (о.е.).

167. При невозможности достижения нормативов выбросов NOx технологическими методами должно предусматриваться применение специальных азотоочистных технологий в соответствии с пунктами 2.3.3, 3.3 и 4.3.3 ИТС 38-2017.

168. При планировании собственниками или иными законными владельцами электростанций применения специальных азотоочистных технологий на отдельных ТЭС учет снижения выбросов NOx должен осуществляться в порядке, аналогичном установленному для учета снижения выбросов SO2 при применении сероочистных установок, определяемого в соответствии с пунктом 166 Методических указаний, при коэффициентах полезного действия азотоочистных технологий в формуле (82) в соответствии с таблицами 2.7, 3.5 и 4.8 ИТС 38-2017.

169. Оценка ожидаемых выбросов в атмосферу загрязняющих веществ от планируемого к вводу в эксплуатацию генерирующего оборудования должна осуществляться по формуле:

, (83)

где:

mj - технический норматив удельного выброса в атмосферу нормируемого загрязняющего вещества для вводимого в эксплуатацию генерирующего оборудования j (кг/ту.т.), определяемый в соответствии с таблицами 4, 5 и 6 раздела 11 ГОСТ Р 55173-2012;

Bj(t) - объем условного топлива, которое планируется сжигать на вводимом в эксплуатацию энергоблоке j в расчетном году t (тыс. т у.т./год).

170. Эмиссия диоксида углерода CO2 электростанций должна рассчитываться по формуле:

, (84)

где:

- эмиссия диоксида углерода в расчетном году t (млн т/год);

Bi(t) - объем условного топлива i-го вида (уголь (всего), нефтетопливо, газообразное топливо), которое намечено сжигать на ТЭС в расчетном году t (млн т у.т./год);

Ki - коэффициент эмиссии CO2 для различных видов топлива (о.е.), равный для углей - 2,76, для нефтетоплива - 2,25, для газообразного топлива - 1,62.

X. Общие требования к планированию развития электрической сети

171. При планировании развития электрической сети определение технических параметров линий электропередачи и основного электротехнического оборудования подстанций, электростанций должно осуществляться на основании результатов расчетов установившихся электроэнергетических режимов, статической устойчивости, динамической устойчивости и токов короткого замыкания.

172. Разработка технических решений по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, созданию (модернизации) устройств и комплексов релейной защиты и автоматики должна осуществляться в случае выявления по результатам расчетов, указанных в пункте 171 Методических указаний, наступления одного или нескольких из следующих обстоятельств:

а) выход параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений, влекущий необходимость применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

б) нарушение статической и (или) динамической устойчивости;

в) превышение расчетных уровней токов короткого замыкания над отключающей способностью коммутационного оборудования;

г) нарушение селективности и (или) необеспечение необходимой чувствительности устройств релейной защиты, определяемой в соответствии с Требованиями к релейной защите и автоматике различных видов и ее функционированию в составе энергосистемы, утвержденными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. № 54629, вследствие вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики.

______________________________

29 Зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный № 60537.

173. Разработка и выбор технических решений, указанных в пункте 172 Методических указаний, должны осуществляться с соблюдением требований пунктов 200, 201 Методических указаний, а также следующих требований:

а) если передача электрической энергии непосредственно в центр питания (энергорайон), от которого осуществляется электроснабжение существующих или присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и (или) электроснабжение рассматриваемого энергорайона либо его части, осуществляется только от двух элементов энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей), технические решения по увеличению пропускной способности соответствующих электрических сетей, строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующего оборудования принимаются в случае превышения длительно допустимых параметров электроэнергетического режима при выводе в ремонт или аварийном отключении одного из двух указанных элементов энергосистемы;

б) если передача электрической энергии непосредственно в центр питания (энергорайон), от которого осуществляется электроснабжение существующих или присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и (или) электроснабжение рассматриваемого энергорайона либо его части, осуществляется только от трех элементов энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей):

технические решения по увеличению объема нагрузки потребителей, отключаемой действием существующих устройств (комплексов) противоаварийной автоматики, или созданию новой противоаварийной автоматики с действием на отключение нагрузки потребителей (в том числе присоединяемой) без обязательного ее включения в течение 20 минут принимаются в случае превышения длительно допустимых параметров электроэнергетического режима при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

технические решения по увеличению пропускной способности соответствующих электрических сетей, строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующего оборудования принимаются в случае превышения длительно допустимых параметров электроэнергетического режима при выводе в ремонт или аварийном отключении одного из трех указанных элементов энергосистемы;

в) при разработке технических решений для технологического присоединения объектов по производству электрической энергии или энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрической сети требования пунктов 185, 190 Методических указаний в части перечня рассматриваемых схемно-режимных условий применяются дополнительно по отношению к минимально необходимым требованиям, установленным в главах XII и XIII Методических указаний, при этом решение о рассмотрении дополнительных схемно-режимных условий по отношению к вышеуказанным минимальным требованиям и о реализации дополнительных технических решений (по отношению к перечню технических решений, определяемых в соответствии с требованиями глав XII и XIII Методических указаний), обусловленных выполнением требований пунктов 185, 190, 200, 201 Методических указаний, и об их включении в схему выдачи мощности или схему внешнего электроснабжения принимается лицом, имеющим намерение осуществить технологическое присоединение к электрическим сетям объекта по производству электрической энергии или энергопринимающего устройства и выступающим заказчиком при разработке схемы выдачи мощности или схемы внешнего электроснабжения, самостоятельно.

174. При обосновании строительства объектов электросетевого хозяйства должны определяться следующие технические параметры и характеристики таких объектов:

а) для линий электропередачи - класс напряжения, вариант исполнения, точки подключения, количество цепей, сечение проводов, пропускная способность;

б) для электростанций и подстанций - класс напряжения распределительных устройств, схема электрических соединений, распределение подключения генераторов к распределительным устройствам, число и мощность трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе трансформаторов и автотрансформаторов связи;

в) требования к отключающей способности выключателей, а также меры по ограничению токов короткого замыкания;

г) тип, мощность и места установки средств компенсации реактивной мощности (далее - СКРМ), устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока, а также, при наличии в рассматриваемом энергорайоне энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, характеризующихся несимметричной или несинусоидальной нагрузкой, фильтро-компенсирующих и фильтро-симметрирующих устройств.

175. Необходимость реконструкции объектов электросетевого хозяйства (замены входящего в их состав оборудования) по техническому состоянию должна определяться в соответствии с Методикой комплексного определения показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2016 г. № 1401 "О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, и об осуществлении мониторинга таких показателей"30.

______________________________

30 Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, № 52, ст. 7665.

176. Проведение расчетов, указанных в пункте 171 Методических указаний, должно осуществляться с использованием перспективных расчетных моделей энергосистем.

177. Расчеты установившихся режимов, статической устойчивости, динамической устойчивости (далее - расчеты электроэнергетических режимов) должны проводиться с учетом этапности строительства (реконструкции, технологического присоединения), ввода в эксплуатацию объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств, вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики, динамики изменения потребления мощности, а также требований глав XI - XIV Методических указаний для следующих периодов:

а) на год ввода планируемого к строительству (реконструкции, технологическому присоединению) объекта электроэнергетики (энергопринимающего устройства) в эксплуатацию или год вывода объекта электроэнергетики из эксплуатации (при разработке мероприятий, необходимых для обеспечения возможности вывода объекта электроэнергетики из эксплуатации), или год завершения реализации этапа (этапов) строительства (реконструкции) объекта электроэнергетики либо этапа (этапов) технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети;

б) на последний год расчетного периода последней утвержденной схемы и программы развития электроэнергетических систем России (до утверждения такой схемы и программы в 2024 г. - схемы и программы перспективного развития электроэнергетики соответствующего субъекта Российской Федерации для технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы).

178. Расчеты электроэнергетических режимов должны выполняться для следующих режимно-балансовых условий:

а) зимний максимум потребления мощности;

б) зимний минимум потребления мощности;

в) летний максимум потребления мощности;

г) летний минимум потребления мощности;

д) минимум потребления мощности в период паводка (половодья) - при разработке схем выдачи мощности ГЭС, а также при наличии ГЭС в рассматриваемой энергосистеме;

е) максимум потребления мощности в период паводка (половодья) - при разработке схем выдачи мощности ГЭС, а также при наличии ГЭС в рассматриваемой энергосистеме;

ж) иные, не указанные в подпунктах "а" - "е" настоящего пункта, режимно-балансовые условия, определяемые в зависимости от характерных режимов работы энергосистем и особенностей проведения ремонтов.

179. Исходные параметры для расчетов электроэнергетических режимов для режимно-балансовых условий минимума потребления мощности должны определяться с учетом требований пунктов 38 - 40 Методических указаний.

180. Расчеты электроэнергетических режимов должны выполняться для следующих расчетных температурных условий:

а) расчеты для режимно-балансовых условий зимнего максимума и зимнего минимума потребления мощности - при следующих значениях температуры:

при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах, применяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности для определения климатических параметров, учитываемых при проектировании зданий и сооружений, планировке и застройке городских и сельских поселений (далее - правила строительной климатологии), приведены температуры воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92, с округлением до ближайшего целого значения;

при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, указанной в таблице 1 приложения № 7 к Методическим указаниям;

при температуре наружного воздуха, определенной как среднее значение из максимальных фактических среднесуточных температур декабря, января и февраля за десять предшествующих осенне-зимних периодов, - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, не указанных в таблице 1 приложения № 7 к Методическим указаниям;

б) расчеты для режимно-балансовых условий летнего максимума потребления мощности - при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах строительной климатологии приведены температуры воздуха для теплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5°C;

в) расчеты для режимно-балансовых условий летнего максимума и летнего минимума потребления мощности - при среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах строительной климатологии приведены среднемесячные температуры воздуха наиболее теплого летнего месяца, с округлением до ближайшего целого значения;

г) расчеты для режимно-балансовых условий в период паводка (половодья) - при максимальной за периоды паводка (половодья) среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы или энергорайона, средневзвешенной по потреблению мощности районов, для которых в правилах строительной климатологии приведены средние месячные температуры воздуха, с округлением до ближайшего целого значения.

181. При проведении расчетов электроэнергетических режимов прогнозная величина потребления мощности энергорайона должна определяться для каждого из расчетных температурных условий, указанных в пункте 180 Методических указаний, на основании величины максимального потребления мощности энергорайона для каждого года расчетного периода, рассчитанной в соответствии с пунктом 33 Методических указаний.

182. Приведение максимального потребления мощности энергорайона к расчетной температуре должно выполняться с использованием коэффициентов зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха по формуле:

, (85)

где:

- значение максимума потребления мощности для расчетных температурных условий (МВт);

- значение максимума потребления мощности для исходных температурных условий (МВт);

kt - коэффициент зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха (%/°C);

tрасч - расчетное значение температуры наружного воздуха (°C);

tисх - значение температуры наружного воздуха для исходных температурных условий (°C), указанных в пункте 33 Методических указаний.

183. Коэффициенты зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха должны определяться субъектом оперативно-диспетчерского управления на основании фактической зависимости максимума потребления мощности территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха во всем диапазоне температур, определяемой фактической на момент выполнения расчетов структурой потребления электрической энергии территориальной энергосистемы. Субъект оперативно-диспетчерского управления обязан опубликовать определенные им коэффициенты зависимости максимального потребления мощности территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха в открытом доступе на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

184. Величины длительно допустимой и аварийно допустимой токовых нагрузок оборудования электрической сети должны определяться для расчетных температурных условий, указанных в пункте 180 Методических указаний. При прохождении линии электропередачи по территории нескольких территориальных энергосистем или энергорайонов следует выбирать расчетную температуру, соответствующую наибольшей из величин расчетных температур наружного воздуха каждой из таких энергосистем (энергорайонов).

185. Расчеты электроэнергетических режимов должны выполняться для следующих схемно-режимных условий:

а) нормальная схема электрической сети;

б) нормативное возмущение (до 20 минут после нормативного возмущения) в нормальной схеме электрической сети;

в) единичная ремонтная схема электрической сети (далее - единичная ремонтная схема), к которой относятся:

схема электрической сети, характеризующаяся отключенным состоянием линии электропередачи, или единицы генерирующего, или электросетевого оборудования, не связанным с применением схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний;

схема электрической сети, которая формируется по истечении 20 минут после возникновения нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети с учетом особенностей, установленных пунктами 187 и 188 Методических указаний;

г) нормативное возмущение (до 20 минут после нормативного возмущения) в единичной ремонтной схеме электрической сети;

д) двойная ремонтная схема электрической сети, к которой относятся:

схема электрической сети, характеризующаяся дополнительным по отношению к единичной ремонтной схеме отключенным состоянием линии электропередачи, или единицы генерирующего, или электросетевого оборудования, не связанным с применением схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний;

схема электрической сети, которая формируется по истечении 20 минут после возникновения нормативного возмущения (за исключением нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы) в единичной ремонтной схеме электрической сети с учетом особенностей, установленных пунктом 188 Методических указаний;

е) нормативное возмущение (до 20 минут после нормативного возмущения) в двойной ремонтной схеме электрической сети.

186. Расчеты электроэнергетических режимов для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "а" - "г" пункта 185 Методических указаний, должны выполняться для расчетных температурных условий, указанных в подпунктах "а" - "г" пункта 180 Методических указаний. Расчеты электроэнергетических режимов для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "д" и "е" пункта 185 Методических указаний, должны выполняться только для расчетных температурных условий, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний.

Дополнительно для энергорайонов, в которых проведение ремонта линий электропередачи возможно только в зимний период, расчеты электроэнергетических режимов для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "д" и "е" пункта 185 Методических указаний, должны выполняться для расчетных температурных условий, указанных в абзаце третьем подпункта "а" пункта 180 Методических указаний (в абзаце четвертом подпункта "а" пункта 180 Методических указаний - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, не указанных в таблице 1 приложения № 7 к Методическим указаниям). Технические решения в таком случае должны определяться в соответствии с решениями, определяемыми для расчетных температурных условий, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний, в соответствии с подпунктом "б" пункта 200 и подпунктом "б" пункта 201 Методических указаний.

187. При рассмотрении нормативного возмущения группы III, связанного с отключением в результате нормативного возмущения группы I двух линий электропередачи, провода воздушной части которых размещены на одних опорах на протяжении более 50% длины более короткой линии электропередачи, в качестве единичной ремонтной схемы электрической сети (схемы после нормативного возмущения (свыше 20 мин) в нормальной схеме электрической сети) должно рассматриваться отключенное состояние только одной из указанных линий электропередачи.

При рассмотрении нормативного возмущения группы III, связанного с отключением сетевого элемента основной защитой при однофазном коротком замыкании с отказом одного выключателя, в качестве единичной ремонтной схемы электрической сети (схемы после нормативного возмущения (свыше 20 мин) в нормальной схеме электрической сети) должно рассматриваться отключенное состояние только указанного сетевого элемента (без учета отключения сетевых элементов, вызванного действием устройства резервирования отказа выключателя).

188. При рассмотрении нормативного возмущения, связанного с отключением систем (секций) шин, в качестве единичной (двойной) ремонтной схемы электрической сети (схемы после нормативного возмущения (свыше 20 мин) в нормальной (единичной ремонтной) схеме электрической сети) должно рассматриваться отключенное состояние указанной системы (секции) шин только с присоединениями, для которых отсутствует возможность переключения на другие системы (секции) шин.

189. Возмущения, не являющиеся нормативными в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем, при планировании развития электрической сети рассмотрению не подлежат, за исключением случаев выполнения расчетов в соответствии с Требованиями к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. № 10131.

______________________________

31 Зарегистрирован Минюстом России 25 апреля 2019 г., регистрационный № 54503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. № 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный № 60537).

190. Принимаемые по результатам расчетов электроэнергетических режимов технические решения должны обеспечивать выполнение следующих требований к параметрам электроэнергетического режима:

а) для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "а", "в" и "д" пункта 185 Методических указаний:

отсутствие превышения максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях электрической сети в соответствующих схемах электрической сети;

отсутствие превышения длительно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети;

отсутствие снижения уровней напряжения в узлах электрической сети ниже минимально допустимого напряжения;

б) для схемно-режимных условий, указанных в подпунктах "б", "г" и "е" пункта 185 Методических указаний:

отсутствие превышения аварийно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети;

отсутствие снижения уровней напряжения в узлах электрической сети ниже аварийно допустимого напряжения.

191. В целях обеспечения выполнения требований к параметрам электроэнергетического режима, указанных в пункте 190 Методических указаний, при планировании развития электрической сети должны рассматриваться возможность проведения ремонтов электросетевого и (или) генерирующего оборудования в иные периоды года и применение следующих схемно-режимных мероприятий, реализуемых превентивно или время реализации которых не превышает 20 минут:

а) деление электрической сети, в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;

б) перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергорайоны;

в) замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств релейной защиты и автоматики, обеспечения соответствия отключающей способности выключателей, термической и электродинамической стойкости оборудования токам короткого замыкания;

г) изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

д) изменение реактивной мощности генерирующего оборудования электростанций, в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;

е) включение (отключение) и изменение реактивной мощности СКРМ;

ж) изменение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов;

з) отключение в резерв линий электропередачи.

192. Применение графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) рассматривать в качестве схемно-режимных мероприятий не допускается.

193. Дополнительно при проведении расчетов электроэнергетических режимов должен осуществляться контроль отсутствия превышения наибольших рабочих напряжений в электрической сети, предусмотренных приложением № 4 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем. В случае превышения величины наибольшего рабочего напряжения должно рассматриваться применение схемно-режимных мероприятий, приведенных в подпунктах "а" - "в", "д" - "ж" пункта 191 Методических указаний, обеспечивающих снижение напряжения до наибольшего рабочего. При невозможности обеспечения допустимого уровня напряжения должны предусматриваться технические решения по установке СКРМ.

194. При проведении расчетов электроэнергетических режимов максимальная нагрузка электростанций не должна превышать располагаемую мощность, определяемую в соответствии с пунктом 83 Методических указаний и соответствующую расчетным температурным условиям, указанным в пункте 180 Методических указаний.

195. Оценка допустимости значений параметров электроэнергетического режима должна осуществляться с использованием информации собственников или иных законных владельцев объектов электроэнергетики о длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузке линий электропередачи и электросетевого оборудования.

196. Выбор мощности трансформаторов на планируемых к строительству (реконструкции) подстанциях, через обмотки которых исключен транзитный переток электрической энергии по шунтирующим электрическим связям класса напряжения 35 кВ и выше (далее - нагрузочные трансформаторы), должен осуществляться в следующем порядке:

а) величина перспективной нагрузки существующих нагрузочных трансформаторов Sперсп (МВА) определяется на основании:

величины их фактической нагрузки, определенной в соответствии с подпунктом "б" настоящего пункта;

объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими договорами об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям, с учетом требования подпункта "в" настоящего пункта и с применением коэффициентов, учитывающих набор мощности энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии, указанных в приложении № 2 к Методическим указаниям;

прироста нагрузки в результате допустимого перераспределения мощности с других центров питания, технико-экономически обоснованного перевода нагрузки из сети более низкого класса напряжения с учетом реализации схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний, применение которых направлено на разгрузку рассматриваемых трансформаторов;

б) величина фактической нагрузки существующих нагрузочных трансформаторов определяется как наибольшая величина нагрузки трансформаторов в дни контрольных замеров энергорайона за базовый период при температуре наружного воздуха дня контрольного замера, публикуемой на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления;

в) величина полной мощности присоединяемой нагрузки потребителей (МВА) определяется на основании величины заявленной максимальной мощности (увеличения максимальной мощности) (МВт) и соотношения потребления активной и реактивной мощности , указанных в технических условиях для технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям;

г) величина длительно допустимой нагрузки существующих нагрузочных трансформаторов SДДН (МВА) определяется как произведение номинальной полной мощности трансформатора Sном (МВА) на коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) кпер;

д) коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) существующих нагрузочных трансформаторов кпер определяется как максимальная из следующих величин:

предоставленной собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики, на которых установлены такие трансформаторы;

приведенной в таблице 1 приложения к Требованиям к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденным приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. № 8132 (далее - Требования к перегрузочной способности трансформаторов).

______________________________

32 Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный № 54199, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. № 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный № 63248). Требования к перегрузочной способности трансформаторов действуют до 31 августа 2027 г.

Коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) нагрузочных трансформаторов кпер определяется при температуре наружного воздуха дня контрольного замера, публикуемой на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления;

е) при наличии на подстанции одного нагрузочного трансформатора решение о необходимости замены существующего нагрузочного трансформатора на трансформатор с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующего условия:

SДДН < Sперсп, (86)

где:

Sперсп - величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов (МВА), определенная в соответствии с требованиями настоящего пункта;

ж) при наличии на подстанции более одного нагрузочного трансформатора решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается исходя из необходимости обеспечения непревышения определенной в подпункте "г" настоящего пункта длительно допустимой нагрузки каждого из трансформаторов, оставшихся в работе после отключения наиболее мощного трансформатора.

197. Выбор мощности трансформаторов на планируемых к строительству (реконструкции) подстанциях, не являющихся нагрузочными (далее - транзитные трансформаторы), должен осуществляться в следующем порядке:

а) величина существующей и перспективной нагрузки транзитных трансформаторов определяется на основании результатов расчетов электроэнергетических режимов, выполненных в соответствии с пунктами 177 - 189 Методических указаний;

б) длительно допустимая токовая нагрузка и аварийно допустимая токовая нагрузка существующих транзитных трансформаторов выбирается для расчетных температурных условий как максимальная из величин длительно допустимой и аварийной допустимой токовой нагрузки соответственно:

предоставленных собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики, на которых установлены такие трансформаторы;

определенных в соответствии с Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов;

в) решение о необходимости замены существующих транзитных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается в соответствии с пунктом 200 Методических указаний.

198. Выбор мощности вновь устанавливаемых в процессе строительства (реконструкции) нагрузочных и транзитных трансформаторов должен выполняться исходя из необходимости обеспечения непревышения величиной перспективной нагрузки номинальной мощности трансформаторов, в том числе в рассматриваемых в соответствии с подпунктом "а" пункта 197 Методических указаний схемно-режимных ситуациях (для транзитных трансформаторов).

199. Требования к параметрам электроэнергетического режима, указанные в пунктах 190 и 193 Методических указаний, после реализации схемно-режимных мероприятий, указанных в пункте 191 Методических указаний, должны выполняться с учетом необходимости включения нагрузки потребителей, отключенной действием существующих и проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики, за исключением случаев, когда применение технических решений по увеличению объема нагрузки, отключаемой существующими устройствами (комплексами) противоаварийной автоматики, или созданию новой противоаварийной автоматики, действующей на отключение нагрузки потребления, предусмотрено требованиями пункта 201 Методических указаний.

Если требования к параметрам электроэнергетического режима при указанных условиях не выполняются, должны быть предложены технические решения, указанные в пунктах 200 и 201 Методических указаний, позволяющие обеспечить выполнение требований к параметрам электроэнергетического режима, указанных в пунктах 190 и 193 Методических указаний.

200. Технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующего оборудования или увеличению пропускной способности электрических сетей, 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 должны применяться:

а) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "а" и "б" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных:

в подпункте "а" пункта 185 Методических указаний;

в подпункте "б" пункта 185 Методических указаний, за исключением случая рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей);

в подпункте "в" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями нормального режима;

в подпункте "в" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения длительно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети и (или) снижения напряжения в узлах электрической сети ниже минимально допустимого напряжения;

б) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных:

в подпунктах "а" и "в" пункта 185 Методических указаний;

в подпунктах "б" и "г" пункта 185 Методических указаний, за исключением случая рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей);

в подпункте "д" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями нормального режима;

в подпункте "д" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения I длительно допустимой токовой нагрузки элементов электрической сети и (или) I снижения напряжения в узлах электрической сети ниже минимально допустимого напряжения;

в) при невозможности модернизации существующих и создания новых устройств и комплексов противоаварийной автоматики в соответствии с пунктом 201 Методических указаний.

201. Технические решения по увеличению объема нагрузки, отключаемой существующими устройствами (комплексами) противоаварийной автоматики, или созданию новой противоаварийной автоматики, действующей на отключение нагрузки, должны применяться:

а) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "а" и "б" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных:

в подпункте "б" пункта 185 Методических указаний - в случае рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей) с учетом необходимости включения нагрузки потребителей электрической энергии, отключенной действием существующих и (или) проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики;

в подпункте "в" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями послеаварийного режима;

в подпункте "г" пункта 185 Методических указаний;

б) при расчетных температурных условиях, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 180 Методических указаний, для схемно-режимных условий, указанных в:

в подпункте "б" пункта 185 Методических указаний - в случае рассмотрения нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей) с учетом необходимости включения нагрузки потребителей электрической энергии, отключенной действием существующих и I (или) проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики;

в подпункте "г" пункта 185 Методических указаний - в случае рассмотрения I нормативного возмущения II группы, приводящего к отключению более одного I элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за I исключением выключателей) с учетом необходимости включения нагрузки потребителей, отключенной действием существующих и (или) проектируемых устройств (комплексов) противоаварийной автоматики;

в подпункте "д" пункта 185 Методических указаний - в случае превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определяемого критериями послеаварийного режима;

в подпункте "е" пункта 185 Методических указаний.

202. Требование пункта 199 Методических указаний не распространяется на энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии и энергорайоны, схема электроснабжения которых предусматривает отделение на изолированную работу при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме. В указанных случаях планирование технических решений следует выполнять с учетом особенностей, указанных в подпункте "а" пункта 173 Методических указаний.

203. Выбор класса напряжения для линий электропередачи должен осуществляться на основе технико-экономических расчетов с учетом протяженности линий электропередачи и расчетной передаваемой мощности. Выбор класса напряжения объектов электрической сети должен выполняться в пределах шкалы номинальных напряжений, принятой в рассматриваемой энергосистеме: 35 - 110 - 220 - 500 - 1150 кВ или 35 - 110 (150) - 330 - 750 кВ.

204. Сочетания напряжений, входящих в разные шкалы номинальных напряжений (в том числе сочетания 220 - 330 кВ, 330 - 500 кВ, 500 - 750 кВ), не должны применяться за исключением районов соединения электрических сетей, использующих разные шкалы номинальных напряжений.

205. При разработке вариантов присоединения к электрической сети вновь сооружаемых подстанций должны максимально использоваться возможности существующей электрической сети путем сооружения заходов или ответвлений на новую подстанцию.

Присоединение объектов электроэнергетики, энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к линиям электропередачи классом напряжения 330 кВ и выше ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи не допускается.

Возможность и условия присоединения электростанций ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи должны определяться в соответствии с пунктами 206, 240 и 241 Методических указаний.

206. При определении возможности присоединения иных объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи классом напряжения 220 кВ в рамках разработки проектной документации должны оцениваться:

а) возможность расширения (реконструкции) распределительного устройства существующего объекта электроэнергетики, находящегося в условиях плотной застройки, для сооружения дополнительных ячеек, обеспечивающих присоединение данного объекта электроэнергетики посредством строительства заходов соответствующей линии электропередачи на распределительное устройство;

б) при превышении длины участка от присоединяемого объекта электроэнергетики до места ответвления (отпайки) от существующей линии электропередачи более чем на 50% от длины указанной линии электропередачи - возможность расширения (реконструкции) находящегося в условиях плотной застройки распределительного устройства существующей подстанции для сооружения ячеек новых линий электропередачи, обеспечивающих непосредственное присоединение нового или существующего объекта электроэнергетики;

в) наличие дополнительной резервной ячейки на распределительном устройстве присоединяемого существующего объекта электроэнергетики, выполненном в закрытом исполнении или в виде комплектного распределительного устройства.

207. При невыполнении любого из условий, указанных в подпунктах "а" - "в" пункта 206 Методических указаний, допускается присоединение объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи классом напряжения 220 кВ.

208. При планировании развития электрической сети протяженность намечаемых к сооружению воздушных линий электропередачи необходимо принимать на 20% больше прямой, соединяющей подстанции примыкания указанных воздушных линий электропередачи. Уточнение протяженности линий электропередачи должно осуществляться при разработке проектной документации на их строительство (реконструкцию).

209. Выбор мощности и количества силовых трансформаторов и автотрансформаторов на подстанции должен осуществляться в соответствии с пунктами 196 и 197 Методических указаний по результатам расчетов электроэнергетических режимов.

210. При планировании развития электрической сети СКРМ, устройства продольной компенсации, фазоповоротные устройства, вставки и передачи постоянного тока самостоятельно или в совокупности с генераторами электростанций и устройствами регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов (автотрансформаторов) (далее - РПН) должны применяться для:

а) поддержания уровней напряжения в электрической сети в допустимых пределах;

б) поддержания величины реактивной мощности и напряжения синхронных генераторов в пределах, установленных Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утверждаемых Минэнерго России в соответствии с абзацем вторым пункта 3 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"33, паспортными данными и результатами испытаний генерирующего оборудования;

______________________________

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

в) обеспечения коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

г) повышения пропускной способности электрической сети;

д) повышения динамической устойчивости синхронных машин при аварийных возмущениях вблизи электростанций и крупных узлов нагрузки с синхронными двигателями;

е) обеспечения условий эксплуатации отдельных элементов электрической сети, включая обеспечение условий включения линий электропередачи, гашения дуги в паузе однофазного автоматического повторного включения линии электропередачи, снижения внутренних (резонансных и коммутационных) перенапряжений на линиях электропередачи, фильтрации гармоник тока и симметрирования напряжений на участках электрической сети.

211. Определение потребности в СКРМ, устройствах продольной компенсации, фазоповоротных устройствах, вставках и передачах постоянного тока и выбор их параметров должны выполняться по результатам расчетов электроэнергетических режимов.

212. При планировании развития электрической сети напряжением 35 кВ и выше должны применяться следующие виды СКРМ:

а) непрерывно автоматически регулируемые СКРМ на базе силовой электроники, в том числе статические компенсаторы мощности, тиристорно-реакторные группы, статические тиристорные компенсаторы в виде установок, образованных параллельным включением тиристорно-реакторных групп и батарей статических конденсаторов или параллельным включением тиристорно-реакторных групп, автоматически коммутируемых вакуумно-реакторных групп и батарей статических конденсаторов;

б) непрерывно автоматически регулируемые СКРМ на базе электромагнитных аппаратов, в том числе управляемые шунтирующие реакторы с подмагничиванием сердечника постоянным током, управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного типа, установки, образованные параллельным включением управляемых шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов;

в) дискретно управляемые, коммутируемые автоматически и (или) вручную устройства компенсации реактивной мощности, в том числе вакуумно-реакторные группы, шунтирующие реакторы, батареи статических конденсаторов.

213. Планирование применения других типов СКРМ, не указанных в пункте 212 Методических указаний (в том числе фильтро-компенсирующих устройств, синхронных (асинхронизированных) компенсаторов и пофазно-регулируемых СКРМ), а также устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока допускается, если необходимость и эффективность применения таких устройств подтверждены результатами технико-экономических расчетов.

214. Оценка потребности в СКРМ в целях поддержания допустимых уровней напряжения в электрической сети должна осуществляться исходя из необходимости обеспечения степени компенсации реактивной мощности линий электропередачи в объеме не менее 80 - 100% - для линий электропередачи класса напряжения 500 кВ, не менее 100 - 110% - для линий электропередачи класса напряжения 750 кВ. Меньшие значения степени компенсации реактивной мощности должны использоваться для линий электропередачи, отходящих от электростанций, большие - для линий электропередачи с реверсивным режимом работы.

215. Выбор СКРМ, необходимых по условию обеспечения допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети, и обоснование применения СКРМ, а также устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока для повышения пропускной способности электрической сети или снижения потерь электрической энергии должны выполняться при технико-экономическом обосновании варианта развития электрической сети, осуществляемом в соответствии с требованиями глав XI - XIV Методических указаний.

216. Для воздушных линий электропередачи класса напряжения 330 кВ протяженностью более 200 км, кабельных линий электропередачи класса напряжения 110 кВ и выше и линий электропередачи класса напряжения 500 кВ и выше любой протяженности должны выполняться расчеты режимов одностороннего включения линий электропередачи для определения необходимости установки СКРМ по условию ограничения напряжения на разомкнутом конце линии электропередачи.

217. При планировании развития электрической сети должно осуществляться предварительное определение следующих основных параметров СКРМ: типа, мощности, номинального напряжения и места подключения. Уточнение указанных параметров СКРМ должно осуществляться при разработке проектной документации на строительство (реконструкцию) объектов электроэнергетики, на которых планируется их установка.

218. Определение необходимости установки СКРМ для обеспечения допустимых уровней напряжения и выбор их параметров должны осуществляться с соблюдением следующих требований:

а) в расчетах электроэнергетических режимов, выполняемых в соответствии с пунктом 177 Методических указаний, наибольшие расчетные значения напряжения в узлах электрической сети должны быть не выше наибольших рабочих напряжений электрической сети, предусмотренных приложением № 4 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем, в том числе в единичной ремонтной схеме (после нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети);

б) в расчетах электроэнергетических режимов расчетные значения напряжения на шинах подстанций с высшим классом напряжения 110 - 750 кВ должны обеспечивать возможность поддержания допустимых уровней напряжения на шинах распределительных устройств 6 - 35 кВ подстанций 110 - 750 кВ с учетом использования устройств РПН и переключения без возбуждения понижающих трансформаторов, а также с учетом коэффициента запаса статической устойчивости по напряжению в узле нагрузки в нормальном и послеаварийном режимах не ниже значений, установленных Методическими указаниями по устойчивости энергосистем;

в) в режимах одностороннего включения линий электропередачи расчетные уровни напряжения должны соответствовать допустимым кратковременным повышениям напряжения длительностью до 20 минут для оборудования различных классов напряжения в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики", утвержденными приказом Минэнерго России от 12 июля 2018 г. № 54834.

______________________________

34 Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный № 51938.

219. Для минимизации загрузки электрических сетей реактивной мощностью, снижения потерь мощности и электрической энергии в электрической сети при планировании развития электрической сети должна предусматриваться установка источников реактивной мощности непосредственно у потребителей электрической энергии или на ближайшей к энергопринимающим устройствам потребителей электрической энергии подстанции.

220. Для энергосистем (энергорайонов) с энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии, характеризующимися несимметричной нагрузкой, должны выполняться расчеты электроэнергетических режимов с использованием математических моделей для расчетов трехфазных электрических режимов и разрабатываться мероприятия по минимизации влияния несимметричной нагрузки на существующие объекты электроэнергетики и энергопринимающие устройства других потребителей электрической энергии.

221. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций и электростанций (кроме ГЭС, ГАЭС и ТЭС), а также параметров оборудования распределительных устройств (в том числе разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи и ограничителей перенапряжения) должен осуществляться с соблюдением требований, установленных пунктом 183 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

222. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств ГЭС и ГАЭС, а также параметров оборудования распределительных устройств таких электростанций (в том числе разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи и ограничителей перенапряжения) должен осуществляться в соответствии с Методическими указаниями по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, утвержденными приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. № 85735.

______________________________

35 Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный № 58155.

223. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств ТЭС, а также параметров оборудования распределительных устройств таких электростанций (в том числе разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи и ограничителей перенапряжения) должен осуществляться в соответствии с Методическими указаниями по технологическому проектированию тепловых электростанций, утвержденными приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. № 85836.

______________________________

36 Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный № 58154.

224. При планировании развития электрической сети должны быть определены максимально допустимые перетоки активной мощности в существующих контролируемых сечениях электрической сети и при необходимости определены (обоснованы) новые контролируемые сечения электрической сети и максимально допустимые перетоки активной мощности в них с учетом планов по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, развитию устройств (комплексов) противоаварийной автоматики.

225. Максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети должны определяться по результатам расчетов электроэнергетических режимов для нормальной и ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем.

226. При планировании развития электрической сети в целях проверки соответствия отключающей способности выключателей уровням токов короткого замыкания и определения необходимости разработки мероприятий по ограничению токов короткого замыкания должны выполняться расчеты токов короткого замыкания.

Проверка выключателей по термической и электродинамической стойкости оборудования, относительному содержанию апериодической составляющей тока, параметрам переходного восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя при планировании развития электрической сети не проводится.

227. Для обеспечения соответствия отключающей способности выключателей, термической и электродинамической стойкости оборудования уровням токов короткого замыкания должны рассматриваться следующие технические решения:

а) применение схемно-режимных мероприятий;

б) замена выключателей и иного оборудования;

в) использование трансформаторного оборудования с увеличенным реактивным сопротивлением;

г) использование токоограничивающих устройств и реакторов, а также устройств сетевой автоматики.

228. Выбор варианта технических решений из числа указанных в пункте 227 Методических указаний должен осуществляться по результатам технико-экономических расчетов.

XI. Планирование развития межсистемных электрических связей

229. Обоснование сооружения или увеличения пропускной способности межсистемных электрических связей, в том числе при объединении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем или их присоединении к ЕЭС России, должно осуществляться при:

а) определении рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей;

б) определении технических решений, указанных в пунктах 90, 115, 128, 200 Методических указаний;

в) разработке мероприятий, обеспечивающих возможность вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации, в соответствии с главой XIV Методических указаний.

г) разработке документов перспективного развития электроэнергетики.

230. Для обоснования основных технических решений по сооружению (усилению) межсистемной электрической связи в соответствии с требованиями главы X Методических указаний должны быть рассмотрены не менее двух вариантов сооружения линий электропередачи с различными точками (подстанциями) их присоединения к электрическим сетям. При усилении существующей межсистемной электрической связи в указанных вариантах необходимо также рассматривать повышение пропускной способности существующих линий электропередачи, в том числе с применением СКРМ или устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств, вставок и передач постоянного тока.

231. При обосновании варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи дополнительно должен быть рассмотрен вариант отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи, при этом для указанного варианта при обосновании предусматриваются затраты на сооружение, содержание и эксплуатацию дополнительных генерирующих мощностей, необходимых для обеспечения баланса мощности (балансовой надежности), включая оценочные затраты на объекты электросетевого хозяйства, обеспечивающие выдачу мощности соответствующих объектов по производству электрической энергии.

При обосновании варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи должен также учитываться эффект от экономии топливных затрат за счет оптимизации режимов работы электростанций при сооружении (усилении) межсистемной электрической связи.

232. Выбор рекомендуемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи должен осуществляться на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат.

, (87)

где:

d - ставка дисконтирования (% за период t);

Tp - длительность расчетного периода в соответствии с пунктом 59 Методических указаний;

KBt - капитальные вложения на сооружение объектов электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 233 Методических указаний;

Иt - эксплуатационные расходы для объектов электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 234 Методических указаний;

, - капитальные вложения и условно-постоянные затраты в году t (тыс. руб.) на сооружение генерирующих мощностей соответственно для варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи в соответствии с пунктом 231 Методических указаний;

- величина экономии топливных затрат в году t (тыс. руб.) за счет оптимизации режимов работы электростанций для рассматриваемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи, определяемая в соответствии с пунктом 235 Методических указаний.

233. Капитальные вложения на сооружение объектов электросетевого хозяйства в году t должны определяться суммированием капитальных затрат по всем поэлементным мероприятиям m с учетом сроков строительства по формуле:

, (88)

где:

- показатель прироста основных производственных средств при реализации поэлементного мероприятия m в рамках рассматриваемого варианта, выраженный в единицах измерения в соответствии с УНЦ;

km - удельные капиталовложения при реализации поэлементного мероприятия m в рамках рассматриваемого варианта, выраженные в единицах измерения в соответствии с УНЦ;

- доля капиталовложений в год t для поэлементного мероприятия m .

234. Ежегодные расходы на обслуживание (эксплуатационные издержки) для объектов электросетевого хозяйства должны определяться пропорционально величине капитальных затрат KBi (в зависимости от типа i оборудования) по формуле:

, (89)

где:

ai - коэффициент, принимаемый в соответствии с таблицей 2 приложения № 7 к Методическим указаниям.

235. Величина экономии топливных затрат должна определяться для вариантов сооружения (усиления) межсистемной электрической связи относительно варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи по формуле:

, (90)

где:

Bf,r,t и - совокупный расход (т у.т.) f-го вида топлива на r-й территории на тепловых электростанциях в году t, определяемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 129 - 133 Методических указаний и оценки потребности в топливе в соответствии с главой VIII Методических указаний, для рассматриваемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи и для варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи соответственно;

- прогнозная цена (тыс. руб./т у.т.) f-го вида топлива на r-й территории в году t, принятая в соответствии с подпунктом "д" пункта 47 Методических указаний;

и _ объем производства электрической энергии (МВт·ч) на АЭС i-го технологического типа в году t, определяемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 129 - 133 Методических указаний, для рассматриваемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи и варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической соответственно;

- топливная составляющая цены (тыс. руб./МВт·ч) электрической энергии АЭС i-го технологического типа в году t, принимаемая по типовым техникоэкономическим показателям.

236. По результатам технико-экономического сравнения для реализации должен приниматься вариант сооружения (усиления, отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных в соответствии с пунктом 232 Методических указаний.

237. Для выбранного варианта сооружения (усиления, отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи должно быть повторно выполнено формирование балансов мощности и электрической энергии в соответствии с главами V - VII Методических указаний.

XII. Планирование развития электрической сети для выдачи мощности электростанций

238. Выбор основных технических решений, реализуемых для технологического присоединения объектов по производству электрической энергии к электрической сети (далее - технические решения по выдаче мощности), в том числе определяемых при разработке схем выдачи мощности, должен выполняться на основе планов развития энергосистем в соответствии с документами перспективного развития электроэнергетики.

239. Технические решения по выдаче мощности должны разрабатываться с учетом требований пункта 188 Правил технологического функционирования энергосистем и должны обеспечивать:

а) в нормальной схеме выдачу всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на год ввода каждой единицы генерирующего оборудования;

б) сохранение условий электроснабжения (установленной категории надежности электроснабжения и качества электрической энергии) для потребителей электрической энергии, энергопринимающие установки которых по состоянию на дату первичного представления проекта схемы выдачи мощности на согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления присоединены к электрическим сетям (в случае если в соответствии с 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. № 86137 (далее - Правила технологического присоединения), разработка схемы выдачи мощности не требуется - на дату подготовки проекта технических условий для технологического присоединения), а также неухудшение условий работы других объектов электроэнергетики, ранее присоединенных к объектам электросетевого хозяйства;

______________________________

37 Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 52, ст. 5525; 2022, № 27, ст. 4863.

в) обеспечение в случае технологического присоединения электростанции заявителя допустимых параметров электроэнергетического режима энергосистемы, в том числе с учетом нормативных возмущений.

240. Технические решения по выдаче мощности электростанции максимальной мощностью 50 МВт и более, за исключением СЭС и ВЭС, дополнительно к требованиям пункта 239 Методических указаний должны соответствовать следующим требованиям:

а) при единичной ремонтной схеме, характеризующейся отключенным состоянием одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи, автотрансформатора связи распределительных устройств электростанции, выключателя или системы шин распределительного устройства электростанции или электросетевого элемента в энергорайоне размещения электростнации, должна обеспечиваться выдача всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды;

б) не допускаются технические решения по выдаче мощности электростанции, приводящие к отключению электростанции от электрической сети при возникновении нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме, указанной в подпункте "а" настоящего пункта Методических указаний,

в) для электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 330 кВ и выше, а также для АЭС независимо от класса напряжения распределительного устройства:

в нормальной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I, II или III не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов и длительную разгрузку турбин (ограничение мощности);

в единичной ремонтной схеме, указанной в подпункте "а" настоящего пункта, при возникновении нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин (допустимость и объем разгрузки должны быть определены в рамках выполнения схемы выдачи мощности) в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме, при этом для АЭС объем противоаварийного управления не должен превышать максимальную располагаемую мощность наиболее крупного энергоблока электростанции;

г) для электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 220 кВ и ниже (за исключением АЭС):

в нормальной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I, II или III не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов и длительную разгрузку турбин (ограничение мощности);

допустимость воздействия противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин для обеспечения динамической устойчивости при возникновении нормативного возмущения группы III определяется при конкретном проектировании;

в единичной ремонтной схеме, указанной в подпункте "а" настоящего пункта, при возникновении нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме;

д) для всех типов электростанций независимо от класса напряжения распределительного устройства в нормальной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I, II или III и в единичной ремонтной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на импульсную разгрузку турбин;

е) присоединение электростанций к линиям электропередачи классом напряжения 220 кВ отпайками (ответвлениями) от линий электропередачи не допускается;

ж) допускается выдача мощности электростанции по отходящим от шин электростанции линиям электропередачи, присоединяемым к электрической сети отпайками (ответвлениями) от линий электропередачи классом напряжения 35 - 110 кВ с односторонним питанием, а также от транзитных линий электропередачи классом напряжения 35 - 110 кВ при количестве отпаек (ответвлений) от указанных линий электропередачи до шин электростанции не более двух.

241. Технические решения по выдаче мощности СЭС и ВЭС дополнительно к требованиям пункта 239 Методических указаний должны соответствовать следующим требованиям:

а) допускается выдача мощности электростанции по одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи любого класса напряжения в случае отсутствия нарушений допустимых параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы и возникновения недопустимого аварийного небаланса при отключении данной линии электропередачи;

б) не допускается выдача мощности электростанции по отходящим от шин электростанции линиям электропередачи, присоединяемым к электрической сети отпайками (ответвлениями) от линий электропередачи классом напряжения 330 кВ и выше;

в) допускается выдача мощности электростанции по отходящим от шин электростанции линиям электропередачи, присоединяемым к электрической сети отпайками (ответвлениями) от линии электропередачи классом напряжения 220 кВ с односторонним питанием;

г) допускается выдача мощности электростанции по отходящим от шин электростанции линиям электропередачи, присоединяемым к электрической сети отпайками (ответвлениями) от транзитных линий электропередачи классом напряжения 220 кВ, только при наличии специального обоснования технической невозможности реализации выдачи мощности по схеме "заход-выход" или непосредственно на шины подстанций 220 кВ в соответствии с требованиями пунктов 206 и 207 Методических указаний;

д) не допускается выдача мощности электростанции по отходящим от шин электростанции линиям электропередачи, присоединяемым к электрической сети отпайками (ответвлениями) от линий электропередачи классом напряжения 220 кВ, к которым по состоянию на дату первичного представления проекта схемы выдачи мощности на согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления уже присоединены отпайками (ответвлениями) другие генерирующие или электросетевые объекты;

е) допускается воздействие противоаварийной автоматики на снижение выработки активной мощности или отключение генераторов электростанции при возникновении нормативного возмущения в нормальной схеме электрической сети вплоть до полного отключения электростанции с возможностью дальнейшего полного или частичного ограничения выработки электростанции на все время существования единичной ремонтной схемы;

ж) допускается выдача мощности электростанции по отходящим от шин электростанции линиям электропередачи, присоединяемым к электрической сети отпайками (ответвлениями) от линий электропередачи классом напряжения 35 - 110 кВ.

242. При определении объема электросетевого строительства, необходимого для обеспечения выдачи мощности электростанции, должны учитываться этапы ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей на электростанции, в том числе выделение пусковых комплексов, а также графики набора мощности энергоблоками АЭС до их ввода в промышленную эксплуатацию.

243. При разработке схемы выдачи мощности для обоснования основных технических решений по выдачи мощности в соответствии с требованиями главы X и пунктов 239 - 242 Методических указаний должны формироваться не менее двух вариантов технических решений по выдаче мощности.

244. При разработке схемы выдачи мощности выбор рекомендуемого варианта технических решений по выдаче мощности должен осуществляться на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат З:

, (91)

где:

d - ставка дисконтирования (% за период t);

Тр - длительность периода суммирования затрат в соответствии с пунктом 59 Методических указаний;

КВt - капитальные вложения (тыс. руб.) на строительство (реконструкцию) объектов электросетевого хозяйства в году t, определяемые в соответствии с пунктом 233 Методических указаний;

Иt - эксплуатационные расходы (тыс. руб.) для объектов электросетевого хозяйства в году t, определяемые в соответствии с пунктом 234 Методических указаний.

245. По результатам технико-экономического сравнения в качестве рекомендуемого для реализации должен приниматься вариант технических решений по выдаче мощности, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных в соответствии с пунктом 244 Методических указаний.

XIII. Планирование развития электрической сети для внешнего электроснабжения потребителей

246. Выбор основных технических решений, реализуемых для технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрической сети (далее - технические решения по внешнему электроснабжению), в том числе определяемых при разработке схем внешнего электроснабжения, должен выполняться на основе планов развития энергосистем в соответствии с документами перспективного развития электроэнергетики.

247. Технические решения по внешнему электроснабжению должны разрабатываться с учетом требований пункта 187 Правил технологического функционирования энергосистем и обеспечивать:

а) возможность потребления энергопринимающими устройствами потребителя заявляемой им максимальной мощности по заявляемым категориям надежности электроснабжения и учитывать характер нагрузки и особенности режимов их работы;

б) сохранение условий электроснабжения (установленной категории надежности электроснабжения и сохранения качества электрической энергии) для прочих потребителей электрической энергии, энергопринимающие установки которых по состоянию на дату первичного представления проекта схемы внешнего электроснабжения на согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления (в случае если в соответствии с Правилами технологического присоединения разработка схемы внешнего электроснабжения не требуется - на дату подготовки проекта технических условий для технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителя электрической энергии) присоединены к электрическим сетям, а также неухудшение условий работы других объектов электроэнергетики, ранее присоединенных к объектам электросетевого хозяйства;

в) допустимые параметры электроэнергетического режима в нормальной схеме электрической сети рассматриваемого энергорайона после технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителя электрической энергии.

248. Технические решения по внешнему электроснабжению дополнительно к требованиям пункта 247 Методических указаний должны соответствовать следующим требованиям:

а) в нормальной схеме электрической сети в рассматриваемом энергорайоне при возникновении нормативного возмущения (за исключением нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей), определяемого Методическими указаниями по устойчивости энергосистем, не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение присоединяемой нагрузки;

б) если схема технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителя электрической энергии к электрической сети предусматривает их схемное погашение (как в случае схемного погашения непосредственно центра питания присоединяемого потребителя, так и в случае схемного погашения части рассматриваемого энергорайона, к электрическим сетям которой осуществляется технологическое присоединение) при возникновении нормативного возмущения в электрической сети рассматриваемого энергорайона, требования подпункта "а" настоящего пункта на соответствующее нормативное возмущение не распространяются;

в) если возникновение нормативного возмущения, приводящего к отключению более одного элемента энергосистемы (электрической сети или генерирующего оборудования, за исключением выключателей), в нормальной схеме приводит к отключению присоединяемой нагрузки действием противоаварийной автоматики или схемному погашению указанной нагрузки или всего энергорайона (его части), то обязательно включение в течение 20 минут после нормативного возмущения присоединяемой нагрузки или всего энергорайона (его части) при схемном погашении;

г) не допускается увеличение существующего объема управляющих воздействий на отключение нагрузки иных потребителей, реализация которого при возникновении нормативных возмущений может осуществляться действием устройств противоаварийной автоматики;

д) в единичной ремонтной схеме электрической сети в рассматриваемом энергорайоне при возникновении нормативного возмущения допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение присоединяемой нагрузки без обязательного ее включения в течение 20 минут после нормативного возмущения.

249. При разработке схемы внешнего электроснабжения для обоснования основных технических решений по внешнему электроснабжению в соответствии с требованиями главы X и пунктов 247 и 248 Методических указаний должны формироваться не менее двух вариантов технических решений по внешнему электроснабжению.

При разработке схемы внешнего электроснабжения потребителей, технологическое присоединение энергопринимающих устройств которых требует сооружения протяженных линий электропередачи, рекомендуется дополнительно рассматривать вариант, предусматривающий электроснабжение от собственных генерирующих мощностей, устанавливаемых непосредственно у потребителя.

250. При разработке схемы внешнего электроснабжения выбор рекомендуемого варианта технических решений по внешнему электроснабжению должен осуществляться на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат З:

, (92)

где:

d - ставка дисконтирования (% за период t);

Тр - длительность периода суммирования затрат в соответствии с пунктом 59 Методических указаний;

КВt - капитальные вложения на строительство (реконструкцию) объектов электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 233 Методических указаний;

Иt - эксплуатационные расходы для объектов электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 234 Методических указаний;

, - капитальные вложения (тыс. руб.) и условно-постоянные затраты (тыс. руб.) на строительство (реконструкцию) генерирующих мощностей соответственно для варианта, предусматривающего электроснабжение от собственных генерирующих мощностей, устанавливаемых непосредственно у потребителя, определяемые для генерирующей технологии, наиболее эффективной с учетом режима работы энергопринимающих устройств, технологических процессов потребителя электрической энергии, в том числе его потребности в тепловой энергии, а также территориально доступных энергоресурсов.

251. По результатам технико-экономического сравнения в качестве рекомендуемого для реализации принимается вариант технических решений по внешнему электроснабжению, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных в соответствии с пунктом 250 Методических указаний.

XIV. Требования к разработке мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, необходимых для обеспечения возможности вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации

252. Разработка предложений в отношении перечня мероприятий по строительству (реконструкции) объектов электроэнергетики, необходимых для обеспечения возможности вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации (далее - замещающие мероприятия), должна выполняться на основании планов развития энергосистем в соответствии с документами перспективного развития электроэнергетики. Дополнительно при разработке замещающих мероприятий должен учитываться перечень выводимых из эксплуатации объектов электроэнергетики в соответствии с решениями о согласовании вывода из эксплуатации, принятыми в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации после утверждения документов перспективного развития электроэнергетики к моменту выполнения расчетов.

253. Для обоснования замещающих мероприятий в соответствии с требованиями глав V - VII, X Методических указаний с учетом требований пунктов 239 - 242, 247 и 248 Методических указаний должны формироваться не менее двух вариантов замещающих мероприятий по проектированию, строительству, реконструкции, модернизации и (или) техническому перевооружению объектов электросетевого хозяйства (далее - замещающие мероприятия на объектах электросетевого хозяйства).

В случае разработки замещающих мероприятий для обеспечения возможности вывода из эксплуатации генерирующего или генерирующего и электросетевого оборудования, входящего в состав объекта по производству электрической энергии, дополнительно должен разрабатываться вариант замещающих мероприятий по строительству (реконструкции) объектов по производству электрической энергии.

254. В случае определения замещающих мероприятий для обеспечения возможности вывода из эксплуатации объекта электроэнергетики в составе синхронных зон или технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы выбор рекомендуемого варианта замещающих мероприятий на объектах электросетевого хозяйства и (или) объекта по производству электрической энергии должен осуществляться на основании технико-экономического сравнения таких вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат З:

, (93)

где:

d - ставка дисконтирования (% за период t);

Тр - длительность периода суммирования затрат в соответствии с пунктом 59 Методических указаний;

КВt - капитальные вложения на строительство (реконструкцию) объектов электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 244 Методических указаний;

Иt - эксплуатационные расходы для объектов электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 244 Методических указаний;

, - капитальные вложения (тыс. руб.) и условно-постоянные затраты (тыс. руб.) на строительство (реконструкцию) замещающего объекта по производству электрической энергии соответственно.

255. По результатам технико-экономического сравнения, выполняемого в соответствии с пунктом 254 Методических указаний, в качестве рекомендуемого для реализации должен приниматься вариант замещающих мероприятий, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат.

XV. Оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики

256. Оценка экономических последствий реализации технических решений по развитию энергосистемы, предлагаемых к включению в документы перспективного развития электроэнергетики (далее - оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики), должна выполняться для всего расчетного периода Трасч по следующим видам деятельности в сфере электроэнергетики (далее - сегменты отрасли):

производство электрической энергии в целом (далее - генерация), дифференцированное по типам электростанций (тепловая генерация, атомная генерация, гидрогенерация, генерация на базе возобновляемых источников энергии (далее - сегменты генерации);

передача электрической энергии по магистральной электрической сети (далее - сегмент магистральной электрической сети);

передача электрической энергии по распределительной электрической сети.

257. Оценка экономических последствий реализации генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должна выполняться по сегментам генерации и сегменту магистральной электрической сети.

Результатом оценки экономических последствий реализации генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должна являться оценка достаточности выручки, получаемой указанными в абзаце первом настоящего пункта сегментами отрасли, при существующих механизмах ценоообразования и тарифного регулирования для реализации планируемого состава технических решений, осуществляемая посредством:

расчета необходимой валовой выручки (далее - НВВ) указанных сегментов, необходимой средней цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС без учета дифференциации по диапазонам напряжения и субъектам Российской Федерации (далее - средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС) и среднеотпускной цены электрической энергии для потребителей электрической энергии без учета дифференциации по диапазонам напряжения и субъектам Российской Федерации (далее - среднеотпускная цена электрической энергии для потребителей электрической энергии);

расчета при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования прогнозной валовой выручки (далее - ПВВ) указанных сегментов, прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и прогнозной среднеотпускной цены электрической энергии для потребителей электрической энергии.

258. Оценка экономических последствий реализации схемы и программы развития электроэнергетических систем России должна выполняться по сегментам передачи электрической энергии по магистральной и распределительной электрической сети (далее - сегменты электросетевого хозяйства) в границах энергосистемы субъекта Российской Федерации.

Результатом оценки экономических последствий реализации схемы и программы развития электроэнергетических систем России должна являться оценка достаточности выручки, получаемой сегментами электросетевого хозяйства, при существующих механизмах тарифного регулирования для реализации планируемого состава технических решений, осуществляемая посредством:

расчета НВВ указанных сегментов, необходимого среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и необходимой средней на территории субъекта Российской Федерации (без учета дифференциации по диапазонам напряжения и категориям потребителей) цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, используемой в целях расчетов с потребителями услуг (кроме сетевых организаций), расположенными на территории соответствующего субъекта Российской Федерации, независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - средний единый (котловой) тариф);

расчета при существующих механизмах тарифного регулирования ПВВ указанных сегментов, прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа.

259. Оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики должна осуществляться на основе:

а) прогнозных производственных показателей работы отрасли, включая установленную генерирующую мощность электростанций, объемы ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по сегментам генерации, учтенные при формировании балансов мощности в соответствии с главой V Методических указаний, годовые объемы производства и отпуска электрической энергии по сегментам генерации, определяемые при формировании оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с пунктами 129 - 133 Методических указаний, суммарный отпуск тепловой энергии, а также расход топлива (по видам) на ТЭС, определяемый в соответствии с главой VIII Методических указаний;

б) типовых технико-экономических показателей рассматриваемых технических решений для генерирующих мощностей различных типов и прогнозных цен на топливо, принятых в соответствии с подпунктами "г" и "д" пункта 47 Методических указаний;

в) укрупненных стоимостных показателей объектов электросетевого хозяйства, принятых в соответствии с УНЦ;

г) данных бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики в части объема и структуры их выручки, затрат, относимых на производство электрической энергии (оказание услуг по передаче электрической энергии), валовой и чистой прибыли, структуры капитала, стоимости основных производственных средств;

д) показателей инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в части динамики капитальных вложений, структуры их финансирования и целевых коэффициентов финансовой устойчивости;

е) прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разрабатываемого в соответствии со статьей 24 или статьей 26 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации"38, в части ценовых параметров развития отраслей топливно-энергетического комплекса.

______________________________

38 Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26.

260. Оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики должна выполняться в сопоставимых ценовых параметрах.

261. Потребность в капитальных вложениях по каждому сегменту генерации n в году t должна определяться путем суммирования капитальных затрат по всем входящим в состав этого сегмента генерирующим технологиям i () на всех территориях r с учетом сроков строительства по следующей формуле:

, (94)

где:

- величина вводимой в эксплуатацию установленной мощности для генерирующей технологии i (кВт);

_ удельные капитальные вложения (тыс. руб./кВт) на единицу установленной мощности генерирующей технологии i, определяемые на основе типовых технико-экономических показателей в соответствии с подпунктом "г" пункта 47 Методических указаний;

- доля капитальных вложений в год строительства для i-й генерирующей технологии ().

262. Потребность в капитальных вложениях по каждому сегменту электросетевого хозяйства n в году t должна определяться путем суммирования капитальных вложений по всем входящим в состав этого сегмента отрасли планируемым к вводу в эксплуатацию и реконструируемым объектам i электросетевого хозяйства, обоснованным в соответствии с главами XI - XIV Методических указаний, по следующей формуле:

. (95)

263. Для объектов электроэнергетики, относящихся к соответствующему сегменту генерации или сегменту электросетевого хозяйства, параметры которых не соответствуют параметрам объектов электроэнергетики, подлежащих обоснованию в документе перспективного развития электроэнергетики, потребность в капитальных вложениях должна определяться на основе инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных уполномоченным органом, а также фактических данных о доле капитальных вложений по указанным объектам электроэнергетики в суммарных капитальных вложениях отрасли.

264. Прогноз эксплуатационных затрат в каждом сегменте отрасли должен выполняться в укрупненной детализации: с выделением топливных затрат (для тепловой и атомной генерации), амортизационных отчислений и условно-постоянных эксплуатационных затрат.

265. Объем топливных затрат тепловой генерации в году t должен определяться по формуле:

, (96)

где:

Bf,r,t - совокупный расход f-го вида топлива (т у.т.) на тепловых электростанциях на r-й территории в году t, определяемый по результатам оценки потребности, выполненной в соответствии с главой VIII Методических указаний;

- прогнозная цена (руб./т у.т.) f-го вида топлива на r-й территории в году t, принятая в соответствии с подпунктом "д" пункта 47 Методических указаний.

266. Объем топливных затрат атомной генерации в году t должен определяться по формуле:

, (97)

где:

- объем производства электрической энергии (млн кВт·ч) на АЭС i-го технологического типа в году t, определяемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 129 - 133 Методических указаний;

- топливная составляющая цены электрической энергии (тыс. руб./млн кВт·ч), производимой с использованием АЭС i-го технологического типа в году t, определяемая на основе типовых технико-экономических показателей.

267. Прогноз амортизационных отчислений в каждом сегменте n отрасли должен выполняться по формуле:

АОп,t = ОПСп,t · dп, (98)

где:

dп - норма амортизации в n-м сегменте отрасли, определяемая на основе анализа отчетных данных как отношение объема амортизационных отчислений АОn,0 (тыс. руб.) к стоимости основных производственных средств ОПСn,0 (тыс. руб.) в последнем отчетном году;

ОПСп,t - стоимость основных производственных средств (тыс. руб.), рассчитываемая на начало года t по формуле:

ОПСп,t = ОПСп,t-1 + КВп,t-1 - АОп,t-1, (99)

где:

КВп,t-1 - объем капитальных вложений (тыс. руб.), определяемый по формуле (94) для сегментов генерации и по формуле (95) для сегментов электросетевого хозяйства.

На первый год расчетного периода (t = 1) значения показателей в формуле (99) должны определяться на основе отчетных данных по отдельным субъектам электроэнергетики из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики.

268. Объем условно-постоянных эксплуатационных затрат по каждому сегменту n генерации в году t должен определяться путем суммирования соответствующих затрат по всем входящим в состав этого сегмента отрасли генерирующим технологиям i на всех территориях r по формуле:

, (100)

где:

Pi,r,t - установленная мощность (кВт) генерирующей технологии i-го типа на r-й территории в году t;

- удельные условно-постоянные эксплуатационные затраты (тыс. руб./кВт) i-й генерирующей технологии на r-й территории в году t.

Для генерирующих технологий, соответствующих действующим электростанциям, значение должно определяться на основе усредненных отчетных данных с учетом потенциала изменения условно-постоянных эксплуатационных затрат в перспективе (при наличии экспертных и (или) нормативных показателей динамики такого изменения). Для генерирующих технологий, соответствующих техническим решениям по реконструкции, техническому перевооружению и строительству, значение должно определяться в соответствии с подпунктом "г" пункта 47 Методических указаний.

269. Объем условно-постоянных эксплуатационных затрат по каждому сегменту n электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.) должен определяться по формуле:

, (101)

где:

ОПСn,t - стоимость основных производственных средств (тыс. руб.), рассчитываемая на начало соответствующего года по формуле (99);

- коэффициент эластичности условно-постоянных операционных расходов по количеству активов, устанавливаемый органом государственного регулирования тарифов на долгосрочный период регулирования в соответствии с Методическими указаниями по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденными приказом ФСТ России от 30 марта 2012 г. № 228-э39 (далее - методические указания по регулированию тарифов);

______________________________

39 Зарегистрирован Минюстом России 10 апреля 2012 г., регистрационный № 23784, с изменениями, внесенными приказами ФСТ России от 13 июня 2013 г. № 760-э (зарегистрирован Минюстом России 16 июля 2013 г., регистрационный № 29078), от 18 марта 2015 г. № 421-э (зарегистрирован Минюстом России 23 апреля 2015 г., регистрационный № 37029), приказами ФАС России от 24 августа 2017 г. № 1108/17 (зарегистрирован Минюстом России 28 декабря 2017 г., регистрационный № 49521), от 1 сентября 2020 г. № 805/20 (зарегистрирован Минюстом России 11 сентября 2020 г., регистрационный № 59776), от 25 декабря 2020 г. № 1275/20 (зарегистрирован Минюстом России 20 февраля 2021 г., регистрационный № 62587), от 18 июля 2022 г. № 523/22 (зарегистрирован Минюстом России 5 августа 2022 г., регистрационный № 69517).

- индекс эффективности операционных расходов, принимаемый в соответствии с пунктом 17 методических указаний по регулированию тарифов.

Для первого года расчетного периода (t = 1) значение показателя , используемого в формуле (101), должно определяться на основе соответствующих данных из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики.

270. Суммарные эксплуатационные затраты каждого из сегментов n отрасли (тыс. руб.) должны рассчитываться по формуле:

. (102)

271. Расчет НВВ и формирование сводного финансового баланса должны осуществляться для каждого из сегментов отрасли, а также для отрасли в целом. Соответствующие расчеты должны быть выполнены для каждого года t расчетного периода.

272. Величина НВВ каждого из n сегментов отрасли в году t (тыс. руб.) должна рассчитываться по формуле:

НВВn,t = ЭЗn,t + НВПn,t, (103)

где:

НВПn,t - необходимая валовая прибыль сегмента отрасли (тыс. руб.).

При проведении указанного расчета необходимая валовая прибыль сегмента отрасли НВПn,t должна определяться по формуле:

, (104)

где:

НЧПn,t - необходимая чистая прибыль сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемая в соответствии с пунктом 273 Методических указаний;

- налог на прибыль организаций сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемый в соответствии с пунктом 276 Методических указаний;

- налог на имущество сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемый в соответствии с пунктом 277 Методических указаний;

ОЗСn,t - расходы сегмента отрасли на обслуживание заемных средств (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 278 Методических указаний.

273. Величина необходимой чистой прибыли каждого из n сегментов отрасли должна определяться из его сводного финансового баланса как замыкающий источник финансирования инвестиций, рассчитываемый по формуле:

, (105)

где:

КВn,t - потребность сегмента отрасли в капитальных вложениях (тыс. руб.), определяемая в соответствии с пунктами 261 и 262 Методических указаний;

АОn,t - амортизационные отчисления сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 267 Методических указаний;

ПЗСn,t, ВЗСn,t - допустимые объемы привлечения и возврата ранее привлеченных заемных средств (тыс. руб.) соответственно, определяемые в соответствии с пунктом 274 Методических указаний;

ГСn,t - объем государственных субсидий (тыс. руб.), выделяемых сегменту отрасли;

- коэффициент, отражающий долю чистой прибыли предшествующего года, распределяемую на дивиденды, значение которого определяется на основе отчетных данных или целевых нормативно установленных показателей по данному сегменту отрасли (при их наличии).

274. Допустимый объем привлечения заемных средств сегмента отрасли ПЗСn,t (тыс. руб.) в году t должен определяться с учетом ограничения совокупного объема заемных средств ЗСn,t (тыс. руб.) на конец каждого года t исходя из условия:

, (106)

где:

Твозв - средневзвешенный срок возврата привлеченных кредитов и займов (лет), принимаемый на основе отчетных данных или целевых показателей по данному сегменту отрасли (при их наличии);

- предельно допустимая величина заемных средств сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемая в соответствии с пунктом 275 Методических указаний.

На первый год расчетного периода (t = 1) значения показателей, используемых в формуле (106), должны определяться на основе соответствующих данных из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики.

275. Значение предельно допустимой величины заемных средств для сегмента n отрасли (тыс. руб.) должно определяться на основе информации о существующей практике инвестиционного планирования, требований по финансовой устойчивости, предъявляемых к работающим в сегменте n отрасли субъектам электроэнергетики с государственным участием, целевых показателей по сегменту n отрасли (при их наличии) и может быть задано:

а) абсолютным значением;

б) в виде предельного отношения заемных средств к показателю EBITDA, которое определяется формулой:

; (107)

в) в виде предельной доли () заемных средств в капитале сегмента отрасли, которая рассчитывается по формуле:

; (108)

где:

- коэффициент, отражающий величину чистого оборотного капитала сегмента n отрасли относительно стоимости основных производственных средств в году t.

Значение указанного коэффициента принимается на основе отчетных данных или целевых показателей по соответствующему сегменту отрасли (при их наличии).

276. Величина налога на прибыль организаций сегмента n отрасли в году t при расчете НВВ должна определяться по формуле:

, (109)

где:

rпр - ставка налога на прибыль организаций (%), определяемая в соответствии с частью второй Налогового кодекса Российской Федерации40.

______________________________

40 Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2022, № 48, ст. 8311.

277. Величина налога на имущество сегмента n отрасли в году t должна определяться по формуле:

, (110)

где:

rим - предельная ставка налога на имущество (%), определяемая в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

278. Расходы сегмента n отрасли в году t на обслуживание заемных средств (выплату процентов по кредитам и займам) должны определяться по формуле:

, (111)

где:

- средневзвешенная процентная ставка по заемным средствам для сегмента n отрасли в году t (%), определяемая по данным бухгалтерской (финансовой) отчетности сетевых организаций, а при ее отсутствии - на основе имеющейся информации о процентных ставках по заемным средствам российских компаний с аналогичным кредитным рейтингом.

279. Значение на перспективу должно определяться на основе отчетных данных и корректироваться с учетом целевых показателей по субъектам электроэнергетики с государственным участием, а также прогноза доходности долгосрочных государственных финансовых обязательств (при наличии).

280. Общая величина НВВ генерации, относимая на электрическую энергию, должна определяться путем суммирования НВВ всех сегментов генерации за вычетом их прогнозной выручки от продажи тепловой энергии по формуле:

, (112)

где:

_ суммарный отпуск тепла от электростанций сегмента n генерации (тыс. Гкал);

- прогнозная средняя цена тепловой энергии (руб./Гкал), отпускаемой с коллекторов источников централизованного теплоснабжения, определяемая путем индексации отчетных значений на величину прогнозного роста тарифов на тепловую энергию, а при отсутствии указанной информации - на величину прогнозной инфляции в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.

281. Необходимый средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС в году t должен определяться по формуле:

, (113)

где:

- объем полезного отпуска электрической энергии из ЕНЭС (МВт·ч).

282. Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации в году t должен определяться по формуле:

, (114)

где:

Nзаяв.ТСО, tмаг.сеть - суммарная величина заявленной мощности (МВт) сетевых организаций субъекта Российской Федерации, объекты электросетевого хозяйства которых технологически присоединены в установленном порядке к ЕНЭС;

- ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии на содержание объектов электросетевого хозяйства, относящихся к ЕНЭС, определяемая на основании и суммарной по всем субъектам Российской Федерации величины заявленной мощности сетевых организаций, объекты электросетевого хозяйства которых технологически присоединены в установленном порядке к ЕНЭС;

- объем потерь электрической энергии в ЕНЭС (МВт·ч) по субъекту Российской Федерации;

- ставка цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии, используемая для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям ЕНЭС для субъекта Российской Федерации, определяемая на основании прогнозных цен на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке;

- объем полезного отпуска электрической энергии (МВт·ч) всех потребителей субъекта Российской Федерации, оплачивающих услуги по передаче по единым (котловым) тарифам на услуги по передаче электрической энергии.

283. Общая величина НВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети, относимая на электрическую энергию, должна определяться путем суммирования НВВ генерации, рассчитанной по формуле (112), и НВВ сегмента магистральной электрической сети по формуле:

, (115)

284. Необходимая среднеотпускная цена электрической энергии для потребителей электрической энергии должна рассчитываться как отношение суммарной НВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети к объему полезного отпуска электрической энергии из ЕНЭС по формуле:

, (116)

285. Среднегодовой темп изменения среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или среднего единого (котлового) тарифа , обеспечивающий финансирование необходимых капитальных вложений и эксплуатационных затрат для сегментов электросетевого хозяйства при обеспечении их финансовой устойчивости, должен рассчитываться по формуле:

. (117)

286. Среднегодовой темп изменения цены электрической энергии для потребителей электрической энергии , обеспечивающий финансирование необходимых капитальных вложений и эксплуатационных затрат суммарно для сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети и для каждого сегмента генерации отдельно при обеспечении их финансовой устойчивости, должен рассчитываться по формуле:

. (118)

287. Для оценки достаточности действующих механизмов ценообразования и необходимости корректировки их количественных параметров для финансирования прогнозных эксплуатационных затрат и капитальных вложений дополнительно к расчету НВВ должен выполняться расчет ПВВ, отражающей прогнозную выручку соответствующих сегментов отрасли, которая сформируется за счет действующих механизмов ценообразования и тарифного регулирования в части электрической энергии и мощности.

288. Показатель ПВВ должен рассчитываться при одинаковой номенклатуре и значениях прогнозных производственных показателей, использованных при расчете НВВ и указанных в подпункте "а" пункта 259 Методических указаний.

289. Расчет ПВВ для каждого из сегментов генерации () должен выполняться с учетом существующего территориального деления оптового рынка на ценовые (s) и неценовые (z) зоны по формуле:

, (119)

где:

- ПВВ сегмента отрасли в энергосистемах (тыс. руб.), относимых к ценовым зонам оптового рынка;

- ПВВ сегмента отрасли в энергосистемах (тыс. руб.), относимых к неценовым зонам оптового рынка.

290. ПВВ для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка, должна рассчитываться с выделением составляющих ПВВ от продажи электрической энергии (тыс. руб.) и от продажи мощности (тыс. руб.) по формуле:

. (120)

291. ПВВ от продажи электрической энергии для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка, должна рассчитываться как сумма ПВВ от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам (тыс. руб.) и регулируемым договорам (тыс. руб.) по формуле:

. (121)

292. Объемы электрической энергии, продаваемой электростанциями, относящимися к сегменту генерации n (), по конкурентным механизмам и регулируемым договорам, должны определяться в следующем порядке:

а) на основе результатов формирования оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с главой VII Методических указаний определяются годовые объемы производства wn,t (МВт·ч) и отпуска (МВт·ч) электрической энергии электростанциями, относящимися к сегменту генерации n, по формулам:

, (122)

; (123)

б) объем продажи электрической энергии (МВт·ч) электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по регулируемым договорам определяется на основе отчетных данных коммерческого оператора оптового рынка о доле объема продажи электрической энергии по регулируемым договорам в суммарном годовом отпуске электрической энергии по формуле:

; (124)

в) объем продажи электрической энергии электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по конкурентным механизмам определяется по формуле:

. (125)

293. ПВВ от продажи электрической энергии по регулируемым договорам должна рассчитываться на основе прогнозных средних значений регулируемых тарифов на электрическую энергию (тыс. руб./МВт·ч), определяемых на основе отчетных значений с их последующей индексацией на величину прогнозной инфляции в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, по формуле:

. (126)

294. ПВВ от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам ценообразования должна рассчитываться на основе значений конкурентных цен электрической энергии (тыс. руб./МВт·ч) для каждого временного интервала (j, l) на каждой территории r, полученных при формировании оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с главой VII Методических указаний. При выполнении указанного расчета:

а) средневзвешенная конкурентная цена электрической энергии для электростанций, относящихся к сегменту генерации n (), определяется по формуле:

; (127)

б) объем выручки от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам определяется по формуле:

. (128)

295. Расчет ПВВ от продажи мощности для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, должен осуществляться по формуле:

, (129)

где:

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности по регулируемым договорам (тыс. руб.);

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по договорам купли-продажи (поставки) мощности (договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок);

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по результатам конкурентного отбора инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов;

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по результатам конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии;

_ прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по результатам конкурсных отборов инвестиционных проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электрических станций;

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме;

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) через механизм конкурентного отбора мощности.

296. Объемы поставки мощности электростанциями, относящимися к сегменту n генерации , через различные механизмы ценообразования, указанные в пункте 295 Методических указаний, должны определяться по каждой ценовой зоне s рынка с соблюдением следующих требований:

а) суммарная мощность Ps,n,t (МВт) электростанций, относящихся к сегменту n генерации, определяется как их суммарная располагаемая мощность по результатам формирования баланса мощности на час максимума потребления мощности ЕЭС России в соответствии с главой V Методических указаний;

б) объем поставки мощности по регулируемым договорам (МВт) определяется на основе отчетных данных коммерческого оператора оптового рынка о доле регулируемых договоров в суммарном объеме поставки мощности;

в) объемы поставки мощности в рамках договоров купли-продажи (поставки) мощности (договоров о предоставлении мощности на оптовый рынок), заключенных в отношении мощности новых генерирующих объектов (МВт), результатов конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов (МВт), результатов конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии (МВт), результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электрических станций (МВт) определяются на основе реализуемых или планируемых на момент выполнения расчетов технических решений по отдельным электростанциям с учетом установленных сроков длительности обязательств по поставке мощности;

г) объемы поставки мощности генерирующих объектов, функционирующих в вынужденном режиме (МВт), определяются на основе утвержденного в соответствии с Правилами оптового рынка состава таких объектов и сроков поставки их мощности в вынужденном режиме;

д) объемы поставки мощности через механизм конкурентного отбора мощности (МВт) определяются как разность между значением суммарной мощности электростанций Ps,n,t (МВт), относящихся к сегменту n генерации, и слагаемых, указанных в подпунктах "б" - "г" настоящего пункта, по формуле:

. (130)

297. ПВВ от поставки мощности электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по регулируемым договорам должна рассчитываться на основе прогнозных значений регулируемых тарифов на мощность (тыс. руб./МВт) по отдельным электростанциям i, определяемых на основе отчетных значений с их последующей индексацией на величину прогнозной инфляции в соответствии с долгосрочным прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, по формуле:

. (131)

298. ПВВ от поставки мощности в рамках обязательств, указанных в подпункте "в" пункта 296 Методических указаний, должна определяться по отдельным электростанциям i на основе действующих ценовых параметров, определяемых в соответствии с Правилами оптового рынка, по формулам:

(132)

; (133)

; (134)

. (135)

299. ПВВ генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, должна определяться на основе решений органа государственного регулирования тарифов, принимаемых в порядке, предусмотренном Правилами оптового рынка, об утверждении тарифов (тыс. руб./МВт) для отдельных электростанций i, поставляющих мощность в вынужденном режиме, по формуле:

. (136)

300. ПВВ от продажи мощности через механизм конкурентного отбора мощности должна определяться на основе прогноза предельных цен конкурентного отбора мощности (тыс. руб./МВт) по каждой ценовой зоне s, определяемых на основе отчетных значений с индексацией в порядке, предусмотренном Правилами индексации цены на мощность, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности"41, по формуле:

______________________________

41 Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 16, ст. 1922; 2017, № 37, ст. 5531.

. (137)

301. ПВВ от продажи электрической энергии и мощности в неценовых зонах z оптового рынка должна рассчитываться по формуле:

, (138)

где:

- суммарный объем отпуска электрической энергии (МВт · ч) сегмента n отрасли в границах неценовой зоны z;

- суммарный объем располагаемой мощности (МВт) электростанций сегмента n отрасли в границах неценовой зоны z;

, - индикативная цена электрической энергии (тыс. руб./МВт · ч) и индикативная цена мощности (тыс. руб./МВт) в границах неценовой зоны z соответственно, устанавливаемые органом государственного регулирования тарифов в порядке, предусмотренном Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике"42;

______________________________

42 Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2022, № 51, ст. 9235.

- объем средств (тыс. руб.), перераспределяемый в рамках механизма перекрестного субсидирования между потребителями ценовых и неценовых зон оптового рынка.

При отсутствии утвержденных в установленном порядке долгосрочных тарифов на электрическую энергию и мощность в неценовых зонах оптового рынка значения индикативных цен для каждого года расчетного периода должны приниматься равными значениям индикативных цен электрической энергии и мощности, установленных органом государственного регулирования тарифов на ближайший период регулирования, с последующей индексацией на индекс потребительских цен.

302. ПВВ сегментов электросетевого хозяйства должна определяться исходя из действующих механизмов тарифного регулирования услуг по передаче электрической энергии.

303. Общая величина ПВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети, относимая на электрическую энергию, должна определяться путем суммирования ПВВ генерации, рассчитанной в соответствии с пунктом 289 Методических указаний, и ПВВ сегмента магистральной электрической сети, определенной в соответствии с пунктом 302 Методических указаний, по формуле:

. (139)

304. Прогнозный средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС должен определяться по формуле:

, (140)

305. Прогнозный средний единый (котловой) тариф должен определяться по формуле:

, (141)

306. Прогнозная среднеотпускная цена электрической энергии для потребителей электрической энергии при существующей системе механизмов ценообразования и тарифного регулирования в отрасли должна рассчитываться как отношение суммарной ПВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети к объему полезного отпуска электрической энергии из ЕНЭС по формуле:

. (142)

307. Среднегодовой темп изменения прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или прогнозного среднего единого (котлового) тарифа при действующих механизмах тарифного регулирования должен рассчитываться по формуле:

. (143)

308. Среднегодовой темп изменения цены электрической энергии для потребителей электрической энергии при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования в части электрической энергии и мощности и действующих правилах формирования их количественных параметров суммарно для сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети и для каждого сегмента генерации отдельно должен определяться по формуле:

. (144)

309. Достаточность выручки, получаемой суммарно сегментами генерации и сегментом магистральной электрической сети при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования, для реализации планируемого состава технических решений должна определяться по результатам сравнения полученных оценок среднегодового темпа изменения цены для потребителей электрической энергии при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования в части электрической энергии и мощности и действующих правилах формирования их количественных параметров со среднегодовым темпом изменения цены для потребителей электрической энергии , рассчитанным в соответствии с пунктом 286 Методических указаний исходя из условий обеспечения НВВ указанных сегментов отрасли, а также сравнения прогнозных значений , рассчитанных в соответствии с пунктом 283 Методических указаний, с , рассчитанной в соответствии с пунктом 303 Методических указаний.

310. Дополнительно к анализу, выполняемому в соответствии с пунктом 309 Методических указаний, достаточность выручки, получаемой при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования, для реализации планируемого состава технических решений должна быть определена по каждому из сегментов отрасли.

311. Достаточность выручки, получаемой каждым сегментом электросетевого хозяйства при существующих механизмах тарифного регулирования, для реализации планируемого состава технических решений должна определяться по результатам сравнения полученных оценок среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или среднего единого (котлового) тарифа при существующих механизмах тарифного регулирования и действующих правилах формирования их количественных параметров со средним тарифом на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или средним единым (котловым) тарифом , рассчитанным в соответствии с пунктом 285 Методических указаний исходя из условий обеспечения НВВ указанных сегментов, а также сравнения прогнозных значений и , рассчитанных в соответствии с пунктом 272 Методических указаний, с соответствующими и , рассчитанными в соответствии с пунктом 302 Методических указаний.

312. Достаточность существующих условий ценообразования и тарифного регулирования для каждого из сегментов отрасли, указанных в пункте 256 Методических указаний, должна определяться по результатам оценки разности между расчетными объемами ПВВ и НВВ для каждого сегмента отрасли по каждому году t расчетного периода, выполняемой по формуле:

. (145)

При проведении указанной оценки превышение ПВВ над НВВ в период более двух лет указывает на достаточность существующих ценовых условий для реализации планируемого состава технических решений. Превышение НВВ над ПВВ в период более двух лет указывает на недостаточность существующих ценовых условий для реализации планируемого состава технических решений.

313. При выявленной недостаточности существующих условий ценообразования и тарифного регулирования для реализации планируемого состава технических решений в каждом из сегментов отрасли должны выполняться следующие действия:

а) рассчитывается значение прогнозной чистой прибыли ПЧПn,t:

; (146)

б) оценивается дефицит финансирования инвестиционной программы (тыс. руб.), определяемый как разность расчетных значений необходимой и прогнозной чистой прибыли (НЧП и ПЧП соответственно) по формуле:

. (147)

314. Возможности снижения дефицита финансирования инвестиций в каждом из сегментов отрасли должны определяться в соответствии со следующей системой ограничений:

(148)

где:

первое уравнение отражает условие баланса денежных притоков и оттоков по сегменту с учетом прогнозного дефицита финансирования;

третье уравнение отражает условие допустимого объема заемных средств с учетом предельной величины кредитной нагрузки сегмента;

второе уравнение отражает условие ликвидации дефицита финансирования инвестиций сегмента за счет комбинации следующих ценовых и финансовых механизмов:

привлечение дополнительных кредитов и займов в размере ;

различные варианты прямого или косвенного участия государства в снижении дефицита финансирования, в том числе через удешевление стоимости заемных средств на величину (%) посредством предоставления государственных гарантий или субсидирования процентных ставок, прямое бюджетное софинансирование инвестиционных проектов в размере (тыс. руб.);

корректировка дивидендной политики в рассматриваемом сегменте с изменением доли чистой прибыли , направляемой на выплату дивидендов;

корректировка правил и параметров ценообразования в рамках одного или нескольких из p механизмов оптового рынка электрической энергии и мощности, что приведет к изменению суммарной прогнозной выручки сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети на величину, определяемую по формуле:

(149)

где и Оp,t - средняя цена и суммарный объем полезного отпуска продукции в рамках механизма p ценообразования соответственно.

315. Для оценки чувствительности экономических условий реализации документов перспективного развития электроэнергетики в дополнение к оценке достаточности действующих механизмов ценообразования и тарифного регулирования и их параметров, выполняемой в соответствии с пунктами 287 - 309 Методических указаний, должны проводиться расчеты динамики ПВВ при различных сценариях темпов изменения среднеотпускных цен электрической энергии для потребителей электрической энергии , среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и среднего единого (котлового) тарифа .

При выполнении указанных расчетов:

для каждого из сегментов могут быть заданы различные темпы роста соответствующих цен и тарифов;

для полученной динамики ПВВ при каждом сценарии изменения цен выполняются расчеты согласно пунктам 312 - 314 Методических указаний с оценкой дефицита финансирования инвестиционной программы (тыс. руб.) и возможностей его минимизации.

Приложение № 1 к Методическим указаниям по проектированию развития энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 6 декабря 2022 г. № 1286

Таблица 1. Минимальное и максимальное число часов использования потребления мощности по видам экономической деятельности, часов в год

№ п.пНаименование вида экономической деятельностиHminHmax

1 Добыча полезных ископаемых 25008500

1.1 Добыча угля, нефти и природного газа 45008500

1.2 Добыча металлических руд и прочих полезных ископаемых 25008300

2 Обрабатывающие производства 25007500

2.1 Производство кокса, нефтепродуктов 60008500

2.2 Производство металлургическое и производство готовых металлических изделий, кроме машин и оборудования 50008500

2.3 Производство химических веществ и химических продуктов; производство резиновых и пластмассовых изделий 50008500

2.4 Производство прочей неметаллической минеральной продукции 35007500

2.5 Машиностроительное производство (агрегированный класс ОКВЭД, включающий производство компьютеров, электронных и оптических изделий; производство электрического оборудования, производство машин и оборудования, не включенных в другие группировки; производство автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов; производство прочих транспортных средств и оборудования, ремонт и монтаж машин и оборудования) 35007000

2.6 Производство бумаги и бумажных изделий, деревообрабатывающее производство 35007500

2.7 Производство текстильных изделий, одежды, кожи и изделий из кожи 25006500

2.8 Производство пищевых продуктов 25007500

2.9 Производство прочих готовых изделий 25006500

3 Производство и распределение газа и воды 50007500

4 Строительство 25006500

5 Транспортировка и хранение, деятельность в области информации и связи 40008500

6 Сфера услуг и домашние хозяйства 25007000

6.1 домашние хозяйства 25006500

6.1.1 город 35006500

6.1.2 село 25005000

6.2 сфера услуг 25006500

7 Производственные нужды сельскохозяйственного производства 35006500

8 Потери в электрических сетях 35008500

9 Собственные нужды электростанций 15007500

Таблица 2. Значения статистической продолжительности использования максимума потребления мощности по видам экономической деятельности

№ п/п

Наименование вида экономической деятельности в соответствии с классификатором ОКВЭД

Tmax,ч

1Сельское, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство 4600

2Добыча полезных ископаемых

2.1Добыча угля

добыча открытым способом

6500

добыча подземным способом

7600

2.2Добыча сырой нефти и природного газа 7400

2.3Добыча металлических руд 7600

2.4Добыча прочих полезных ископаемых 6300

3Обрабатывающие производства

3.1Производство пищевых продуктов, напитков и табачных изделий 7000

3.2Производство текстильных изделий и одежды 5900

3.3Производство кожи, изделий из кожи 5000

3.4Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели 5600

3.5Производство бумаги и бумажных изделий 7900

3.6Производство кокса, нефтепродуктов 8300

3.7Производство химических веществ и химических продуктов

непрерывное производство

8500

прочее производство

6500

3.8Производство резиновых и пластмассовых изделий 5300

3.9Производство прочей неметаллической минеральной продукции 7500

3.10Производство металлургическое 8300

3.11Производство готовых металлических изделий, кроме машин и оборудования 7500

3.12Производство машин и оборудования 6300

3.13Производство электрического оборудования, компьютеров, электронных и оптических изделий 5700

3.14Производство автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов 5500

4Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха. Забор, очистка и распределение воды. Сбор и обработка сточных вод. Сбор, обработка и утилизация отходов; обработка вторичного сырья 6000

5Строительство 6300

6Транспортировка и хранение

6.1Деятельность железнодорожного транспорта 8000

6.2Деятельность прочего сухопутного пассажирского транспорта 7000

6.3Деятельность трубопроводного транспорта 8200

6.4Деятельность водного транспорта. Деятельность воздушного и космического транспорта. Складское хозяйство и вспомогательная транспортная деятельность

5200

7Деятельность в области телевизионного и радиовещания. Деятельность в сфере телекоммуникаций 7500

8Непромышленная сфера (оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования;

гостиницы и рестораны, финансовая деятельность, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг, государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное обеспечение, образование, здравоохранение и предоставление социальных услуг, предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг)

5500

Приложение № 2 к Методическим указаниям по проектированию развития энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 6 декабря 2022 г. № 1286

Таблица. Коэффициенты, учитывающие набор мощности потребителями электрической энергии (мощности)

Код ОКВЭД2Наименование вида экономической деятельности в соответствии с ОКВЭДКоэффициент набора,

AСельское, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство

01.13.12Выращивание овощей защищенного грунта0,9

01.41Разведение молочного крупного рогатого скота, производство сырого молока0,5

01.45Разведение овец и коз0,5

01.46Разведение свиней0,5

01.47Разведение сельскохозяйственной птицы0,5

Все остальные коды раздела A0,1

BДобыча полезных ископаемых

05Добыча угля0,8

06Добыча нефти и природного газа0,9

07Добыча металлических руд0,8

08Добыча прочих полезных ископаемых0,8

09Предоставление услуг в области добычи полезных ископаемых0,8

CОбрабатывающие производства

10Производство пищевых продуктов0,5

11Производство напитков0,5

12Производство табачных изделий0,5

13Производство текстильных изделий0,5

14Производство одежды0,5

15Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви0,5

16Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели0,9

17Производство бумаги и бумажных изделий0,9

18Деятельность полиграфическая и копирование носителей информации0,1 - 0,2

19Производство кокса и нефтепродуктов0,7 - 0,8

20Производство химических веществ и химических продуктов0,7 - 0,8

21Производство лекарственных средств и материалов, применяемых в медицинских целях0,7

22Производство резиновых и пластмассовых изделий0,7 - 0,8

23Производство прочей неметаллической минеральной продукции0,7 - 0,8

24Производство металлургическое0,8 - 0,9

25Производство готовых металлических изделий, кроме машин и оборудования0,7

26Производство компьютеров, электронных и оптических изделий0,7

27Производство электрического оборудования0,7

28Производство машин и оборудования, не включенных в другие группировки0,7

29Производство автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов0,7

30Производство прочих транспортных средств и оборудования0,7

31Производство мебели0,7

32Производство прочих готовых изделий0,7

33Ремонт и монтаж машин и оборудования0,7

DОбеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха0,7

EВодоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений0,7

FСтроительство0,4

GТорговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов0,4

HТранспортировка и хранение

49.1Деятельность железнодорожного транспорта: междугородные и международные пассажирские перевозки0,5

49.2Деятельность железнодорожного транспорта: грузовые перевозки0,7

49.31Деятельность сухопутного пассажирского транспорта: перевозки пассажиров в городском и пригородном сообщении0,5

49.5Деятельность трубопроводного транспорта0,8 - 0,9

50Деятельность водного транспорта0,3 - 0,4

51Деятельность воздушного и космического транспорта0,3 - 0,4

52.1Деятельность по складированию и хранению0,5

52.2Деятельность транспортная вспомогательная0,4

Все остальные коды раздела H0,1 - 0,2

IДеятельность гостиниц и предприятий общественного питания0,1 - 0,2

JДеятельность в области информации и связи0,1 - 0,2

61Услуги телекоммуникационные0,7

KДеятельность финансовая и страховая0,1 - 0,2

LДеятельность по операциям с недвижимым имуществом0,1 - 0,2

MДеятельность профессиональная, научная и техническая0,1 - 0,2

NДеятельность административная и сопутствующие дополнительные услуги0,1 - 0,2

OДеятельность органов государственного управления по обеспечению военной безопасности, обязательному социальному обеспечению0,1 - 0,2

PОбразование0,1 - 0,2

QДеятельность в области здравоохранения и социальных услуг0,1 - 0,2

RДеятельность в области культуры, спорта, организации досуга и развлечений0,1 - 0,2

SПредоставление прочих видов услуг0,1 - 0,2

TДеятельность домашних хозяйств как работодателей; недифференцированная деятельность частных домашних хозяйств по производству товаров и оказанию услуг для собственного потребления0,1 - 0,2

UДеятельность экстерриториальных организаций и органов0,1 - 0,2

Жилые комплексы0,4

Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт0,1

Приложение № 3 к Методическим указаниям по проектированию развития энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 6 декабря 2022 г. № 1286

Таблица 1. Потребление мощности на собственные нужды агрегатов (энергоблоков) конденсационных тепловых электростанций, % от установленной мощности агрегата (энергоблока)

Установленная мощность, МВтТопливо

угольгаз

До 100109

100 - 25085

250 - 50053,5

Более 5004,53

Таблица 2. Потребление мощности на собственные нужды парогазовых и газотурбинных установок, % от установленной генерирующей мощности агрегата (энергоблока)

Установленная мощность, МВтПГУГТУ

До 10045

100 - 2003,5

более 2003,0

Таблица 3. Потребление мощности на собственные нужды АЭС, % от установленной мощности

Установленная мощность, МВтАЭС

-7

Приложение № 4