Приложение N 1. Методические указания по проектированию развития энергосистем

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

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

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

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

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

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

3. Выполнение требований Методических указаний является обязательным для:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

соблюдение требований Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 ¹ (далее - Правила технологического функционирования электроэнергетических систем);

сбалансированность объемов производства и потребления электрической энергии и мощности;

выполнение требований к устойчивости энергосистемы, предусмотренных требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. N 630 ² (далее - Методические указания по устойчивости энергосистем);

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

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

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

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

11. При технико-экономическом сопоставлении вариантов технических решений:

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

Указанные в абзаце первом настоящего пункта расчеты должны осуществляться посредством математического моделирования режимов работы энергосистем с использованием перспективных расчетных моделей электроэнергетических систем (далее - перспективные расчетные модели), формируемых и поддерживаемых в актуальном состоянии субъектом оперативно-диспетчерского управления в соответствии с Правилами формирования и поддержания в актуальном состоянии цифровых информационных моделей электроэнергетических систем и перспективных расчетных моделей электроэнергетических систем для целей перспективного развития электроэнергетики, утверждаемыми Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 10 статьи 6 ¹ Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" ³.

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

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

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

14. Разработке в соответствии с требованиями настоящей главы подлежат:

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

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

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

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

Долгосрочный прогноз потребления должен разрабатываться для ЕЭС России, синхронных зон и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

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

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

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

16. Среднесрочный прогноз потребления должен разрабатываться на основе:

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

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

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

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

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

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

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

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

,

(5)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

;

(25)

.

(26)

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

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

,

(27)

где:

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

.

(28)

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

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

,

(29)

где:

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

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

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

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

,

(30)

где:

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

,

(31)

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

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

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

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

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

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

,

(32)

где:

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

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

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

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

,

(33)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

41. Разработка долгосрочного прогноза потребления должна осуществляться в соответствии с требованиями Методических указаний по разработке прогноза потребления электрической энергии и мощности на долгосрочный период, утверждаемых Минэнерго России в соответствии с подпунктом "б" пункта 3 постановления Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2022 г. N 2556 "Об утверждении Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, изменении и признании утратившими силу некоторых актов и отдельных положений некоторых актов Правительства Российской Федерации".

При разработке долгосрочного прогноза потребления формирование прогноза потребления на период продолжительностью 6 календарных лет, начиная с года, следующего за годом разработки долгосрочного прогноза потребления, должно осуществляться с соблюдением требований, предусмотренных пунктами 18-31 Методических указаний.

42. Утратил силу с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

43. Утратил силу с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

44. Утратил силу с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

45. Утратил силу с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

46. Утратил силу с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

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

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

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

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

,

(34)

где:

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

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

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

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

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

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

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

,

(35)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

,

(36)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

68. Возможные районы размещения генерирующих мощностей определяются на основе:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

(37)

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

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

79. Балансы мощности должны формироваться:

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

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

81. Формирование балансов мощности должно осуществляться на основе:

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

.

(38)

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

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

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

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

Р _покр=Р _расп-Р _кг.

(40)

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

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

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

=Р _покр-Р _треб.

(41)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

97. Расчеты балансовой надежности должны выполняться на основе:

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

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

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

,

(42)

где:

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

t _раб - продолжительность работы оборудования в базовом периоде (ч).

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

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

Р _раб=Р _расп-Р _рем.

(43)

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

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

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

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

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

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

, n = 1,...,N,

(44)

где:

N - количество расчетных состояний.

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

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

(45)

где:

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

I - количество зон надежности.

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

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

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

.

(46)

При решении указанной расчетной задачи должны учитываться:

110. В результате решения задачи, указанной в пункте 109 Методических указаний, должны быть определены оптимальные значения параметров x _i, y _i, z _s.

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

112. Вероятность бездефицитной работы в каждой зоне надежности должна быть не ниже нормативного значения, установленного в соответствии с Правилами разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утверждаемыми Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 9 статьи 6 ¹ и пунктом 1 статьи 21 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" ²⁰.

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

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

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

Р _kР _норм, k=1,...,I,

(55)

где:

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

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

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

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

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

Р _треб=Р _расп+Р _доп-Р _н.эф.,

(56)

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Наличие дефицита электрической энергии в отдельном энергорайоне ( ^ЭР) должно определяться по формуле:.

,

(65)

где:

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

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

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

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

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

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

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

133. По результатам решения оптимизационной задачи должны быть определены:

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

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

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

137. Потребность в топливе должна определяться на основе:

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

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 твёрдого 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. N 323 ²², 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. N 952 ²³ (далее - Методические указания по распределению удельного расхода условного топлива).

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 её 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:

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);

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

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

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);

W ^{j тф} - 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);

W ^{j кн} - 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:

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

150. Пересчет условного топлива (т у.т.) в натуральное (т или тыс. м ³) должен осуществляться в соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:

,

(72)

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

,

(73)

где:

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

- низшая теплота сгорания натурального топлива (ккал/кг или м ³).

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 N 3 к Порядку составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденному приказом Минэнерго России от 29 октября 2021 г. N 1169 ²⁴.

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 N 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.

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. N 2398 ²⁵, относятся (будут относиться) к объектам I и II категории.

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. N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" ²⁶.

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:

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

162. Оценка ожидаемых выбросов М _выб, (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:

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

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 SO ₂ 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:

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

В _j(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 CO ₂ электростанций должна рассчитываться по формуле:

,

(84)

где:

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

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

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

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:

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:

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

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. N 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.

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:

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

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:

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);

k _t - коэффициент зависимости максимального потребления мощности территориальных энергосистем от температуры наружного воздуха (%/°С);

t _расч - расчетное значение температуры наружного воздуха (°С);

t _исх - значение температуры наружного воздуха для исходных температурных условий (°С), 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:

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 N 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. N 101 ³¹.

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

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:

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 N 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:

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

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:

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

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:

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:

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:

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:

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. N 857 ³⁵.

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. N 858 ³⁶.

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:

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

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:

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);

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

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

И _t - 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:

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

k _m - 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 KB _i (в зависимости от типа i оборудования) по формуле:

,

(89)

где:

a _i - коэффициент, принимаемый в соответствии с таблицей 2 приложения N 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:

B _f,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-rо 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-rо технологического типа в году t, принимаемая по типовым технико-экономическим 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.

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:

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:

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

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);

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

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

И _t - 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.

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:

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

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 3:

, (92)

где:

d - ставка дисконтирования (% за период t);

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

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

И _t - 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.

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);

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

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

И _t - 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.

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 Т ^расч 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:

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  _iдля 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:

B _f,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-ro 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-ro 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:

АО _п,т=ОПС _п,т·d _п,

(98)

где:

d _п - норма амортизации в n-м сегменте отрасли, определяемая на основе анализа отчетных данных как отношение объема амортизационных отчислении АО _n,0(тыс. руб.) к стоимости основных производственных средств ОПС _n,0 (тыс. руб.) в последнем отчетном году;

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

ОПС _п,т=ОПС _п,т-1+КВ _п,т-1-АО _п,т-1,

(99)

где:

КВ _п,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:

P _i,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:

ОПС _n,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. N 228-э ³⁹ (далее - методические указания по регулированию тарифов);

- 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:

НВВ _n,t=ЭЗ _n,t+НВП _n,t,

(103)

где:

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

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

,

(104)

где:

НЧП _n,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;

ОЗС _n,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:

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

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

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

ГС _n,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 ПЗС _n,t (тыс. руб.) в году t должен определяться с учетом ограничения совокупного объема заемных средств ЗС _n,t (тыс. руб.) на конец каждого года t исходя из условия:

, (106)

где:

T ^возв - 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:

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

,

(109)

где:

r ^пр - ставка налога на прибыль организаций (%), определяемая в соответствии с частью второй Налогового кодекса Российской Федерации ⁴⁰.

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

,

(110)

где:

r ^им - 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:

- 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  _t, 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:

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:

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:

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. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности" ⁴¹, по формуле:.

.

(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. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" ⁴²;

- 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:

НВВ _n,t=НВВ _n,t-ПВВ _n,t.

(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:

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 ПЗС _n,t;

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 БФ _n,t (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 р 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 O _p,t - средняя цена и суммарный объем полезного отпуска продукции в рамках механизма р 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 Фин _n,t (тыс. руб.) и возможностей его минимизации.

------------------------------

¹ Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483; 2021, N 6, ст. 985.

² Зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный N 52023, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. N 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный N 63248). Данный приказ действует до 31 августа 2027 г.

³ Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2022, N 24, ст. 3934.

⁴ Исключена с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

⁵ Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483.

⁶ Собрание законодательства РФ, 2004, N 52, ст. 5525; 2022, N 27, ст. 4863.

⁷ Утратил силу с 22 сентября 2024 г. - Приказ Минэнерго России от 12 июля 2024 г. N 864

⁸ Зарегистрирован Минюстом России 30 мая 2014 г., регистрационный N 32513.

⁹ Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26.

¹⁰ Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 10, ст. 1242; 2022, N 23, ст. 3825. Данное постановление действует до 1 марта 2028 г.

¹¹ Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26, ст. 3378; 2016, N 27, ст. 4210.

¹² Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26, ст. 3378.

¹³ Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; 2019, N 5, ст. 389.

¹⁴ Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 49, ст. 5978; 2022, N 21, ст. 3473.

¹⁵ Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 6, ст. 985; 2022, N 13, ст. 2094.

¹⁶ Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст. 6117; 2022, N 42, ст. 7189.

¹⁷ Зарегистрирован Минюстом России 7 февраля 2019 г., регистрационный N 53709.

¹⁸ Зарегистрирован Минюстом России 26 марта 2018 г., регистрационный N 50503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60538).

¹⁹ Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 24 сентября 2021 г. N 1011-ст (М., Российский институт стандартизации, 2021).

²⁰ Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2022, N 24, ст. 3934.

²¹ Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 23, ст. 2381; 2021, N 27, ст. 5130.

²² Зарегистрирован Минюстом России 16 марта 2009 г., регистрационный N 13512, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 10 августа 2012 г. N 377 (зарегистрирован Минюстом России 28 ноября 2012 г., регистрационный N 25956), от 23 июля 2015 г. N 494 (зарегистрирован Минюстом России 17 августа 2015 г., регистрационный N 38557), от 30 ноября 2015 г. N 904 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2015 г., регистрационный N 40433).

²³ Зарегистрирован Минюстом России 10 октября 2016 г., регистрационный N 43980.

²⁴ Зарегистрирован Минюстом России 12 ноября 2021 г., регистрационный N 65788.

²⁵ Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 2, ст. 447; N 42, ст. 7116. Данное постановление действует до 1 января 2027 г.

²⁶ Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 2, ст. 133; 2017, N 31, ст. 4774.

²⁷ Утвержден приказом Росстандарта от 22 декабря 2017 г. N 2929 (Бюро НДТ, 2017).

²⁸ Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 23 ноября 2012 г. N 1142-ст (М., Стандартинформ, 2014).

²⁹ Зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537.

³⁰ Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, N 52, ст. 7665.

³¹ Зарегистрирован Минюстом России 25 апреля 2019 г., регистрационный N 54503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. N 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537).

³² Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный N 54199, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. N 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный N 63248). Требования к перегрузочной способности трансформаторов действуют до 31 августа 2027 г.

³³ Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483.

³⁴ Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный N 51938.

³⁵ Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный N 58155.

³⁶ Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный N 58154.

³⁷ Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52, ст. 5525; 2022, N 27, ст. 4863.

³⁸ Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26..

³⁹ Зарегистрирован Минюстом России 10 апреля 2012 г., регистрационный N 23784, с изменениями, внесенными приказами ФСТ России от 13 июня 2013 г. N 760-э (зарегистрирован Минюстом России 16 июля 2013 г., регистрационный N 29078), от 18 марта 2015 г. N 421-э (зарегистрирован Минюстом России 23 апреля 2015 г., регистрационный N 37029), приказами ФАС России от 24 августа 2017 г. N 1108/17 (зарегистрирован Минюстом России 28 декабря 2017 г., регистрационный N 49521), от 1 сентября 2020 г. N 805/20 (зарегистрирован Минюстом России 11 сентября 2020 г., регистрационный N 59776), от 25 декабря 2020 г. N 1275/20 (зарегистрирован Минюстом России 20 февраля 2021 г., регистрационный N 62587), от 18 июля 2022 г. N 523/22 (зарегистрирован Минюстом России 5 августа 2022 г., регистрационный N 69517).

⁴⁰ Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 32, ст. 3340; 2022, N 48, ст. 8311.

⁴¹ Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922; 2017, N 37, ст. 5531.

⁴² Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 4, ст. 504; 2022, N 51, ст. 9235..