Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении порядка определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, включая порядок определения величин плановых коэффициентов резервирования мощности в ценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности" (подготовлен Минэнерго России 29.12.2015)

Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении порядка определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, включая порядок определения величин плановых коэффициентов резервирования мощности в ценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности"
(подготовлен Минэнерго России 29.12.2015 г.)

Досье на проект

Пояснительная записка

В соответствии с подпунктом "б" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 27 августа 2015 г. N 893 "Об изменении и о признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности, а также проведения долгосрочных конкурентных отборов мощности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, N 36, ст. 5034), приказываю:

Утвердить прилагаемый Порядок об определении величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, включая порядок определения величин плановых коэффициентов резервирования мощности в ценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности.

Министр

А.В. Новак

Утвержден
Приказом Минэнерго России
от ___________ N _____

ПОРЯДОК
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ СПРОСА НА МОЩНОСТЬ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ДОЛГОСРОЧНОГО КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА МОЩНОСТИ, ВКЛЮЧАЯ ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИН ПЛАНОВЫХ КОЭФФИЦИЕГТОВ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ В ЦЕНОВЫХ ЗОНАХ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

I. Общие положения

1.1. Настоящий Порядок устанавливает порядок определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности на оптовом рынке электрической энергии и мощности, включая порядок определения плановых коэффициентов резервирования мощности в ценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ценовые зоны), учитываемого системным оператором в качестве объема мощности в первой точке спроса в каждой ценовой зоне в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; N 42, ст. 5919; 2012, N 4, ст. 504, ст. 505; N 20, ст. 2539; N 23, ст. 3008; N 28, ст. 3906; N 44, ст. 6022; 2013, N1, ст. 68; N 6, ст. 565; N 8, ст. 825, N 22, ст. 2817; N 23, ст. 2909; N 31, ст. 4234; N 35, ст. 4528; 2014, N 9, ст. 908; N 19, ст. 2414; N 23, ст. 2994; N 34, ст. 4677; N 35, ст. 4769; 2015, N 2, ст. 477; N 5, ст. 827; N 9, ст. 1324; N 10, ст. 1540; N 20, ст. 2924; N 36, ст. 5034; N 37, ст. 5153; N 43, ст. 5975; N 44, ст. 6132; N 45, ст. 6256; N 46, ст. 6394) (далее - Правила оптового рынка), для определения объема мощности, который требуется отобрать на год поставки мощности по результатам долгосрочного конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности (далее - долгосрочный конкурентный отбор мощности).

1.2. Объем спроса на мощность для целей проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности (далее - спрос на мощность) определяется в соответствии с настоящим Порядком исходя из прогнозируемого в год поставки максимального часового потребления электрической энергии в ценовой зоне с учетом объемов потребления электрической энергии на собственные и хозяйственные нужды производителей электрической энергии и величины планового коэффициента резервирования мощности для соответствующей ценовой зоны. При определении спроса на мощность в соответствии с настоящим Порядком учитываются также генерирующие объекты, функционирующие на розничных рынках электрической энергии и мощности, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрирована группа точек поставки (далее - объемы производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках), и квалифицированные генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, на основании договоров купли-продажи (поставки) мощности, заключенных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка по результатам конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству таких объектов (далее - объекты, функционирующие на основе возобновляемых источников энергии), а также объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы.

Для первой и второй ценовых зон оптового рынка спрос на мощность определяется раздельно.

1.3. Величина спроса на мощность определяется как сумма произведения величины прогнозируемого в год поставки максимального часового потребления электрической энергии в ценовой зоне и планового коэффициента резервирования мощности в ценовой зоне (далее - плановый коэффициент резервирования мощности) и объема электрической энергии, соответствующего объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы, за вычетом объемов производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках, и объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, определяемых в соответствии с пунктом 4.1 настоящего Положения.

II. Порядок определения прогнозируемого объема потребления электрической энергии в Единой энергетической системе России и в ценовых зонах

2.1. Максимальный часовой объем потребления электрической энергии в ценовой зоне, прогнозируемый на год поставки мощности, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности (далее - прогнозируемый максимальный объем потребления), определяется системным оператором на основе прогноза потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации, включенного в программу развития Единой энергетической системы России, утверждаемую в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (далее - программа развития ЕЭС России), с учетом влияния температурного фактора и совмещения максимума потребления субъекта Российской Федерации в рамках ценовой зоны, а также повышающих (понижающих) коэффициентов, установленных Наблюдательным советом совета рынка в порядке, установленном настоящим Порядком и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Прогнозируемый максимальный объем потребления мощности определяется в отношении территории каждого субъекта Российской Федерации в целом без выделения объемов потерь электрической энергии в электрических сетях и объемов потребления электрической энергии для собственных и хозяйственных нужд производителей электрической энергии.

2.2. Для целей определения величины прогнозируемого максимального объема потребления учет влияния температурного фактора осуществляется путем применения повышающего коэффициента, характеризующего увеличение потребления мощности при понижении среднесуточной температуры до уровня температуры наиболее холодной пятидневки для соответствующего субъекта Российской Федерации (далее - повышающий температурный коэффициент). Значения повышающих температурных коэффициентов приведены в приложении к настоящему Положению.

2.3. Величина прогнозируемого максимального объема потребления мощности по ценовой зоне определяется равной сумме величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации, отнесенных к данной ценовой зоне в целом, и долей величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации, если территория субъекта Российской Федерации отнесена к двум ценовым зонам. При этом к величинам (долям величин) прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации применяется соответствующий коэффициент совмещения максимума потребления субъекта Российской Федерации.

Доля прогнозируемого максимального объема потребления мощности субъекта Российской Федерации, относимая к ценовой зоне, определяется на основании данных замера потокораспределения на час максимума зимнего замерного дня года, предшествующего дате проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности.

2.4. Коэффициент совмещения максимума потребления субъекта Российской Федерации определяется как средняя величина отношения потребления мощности на территории субъекта Российской Федерации в декабре в час максимального потребления мощности в ценовой зоне, к которой отнесен субъект Российской Федерации, к максимальному объему потребления мощности, зарегистрированному в декабре соответствующего года на территории данного субъекта Российской Федерации, за три года, предшествующих дате проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности.

III. Порядок определения плановых коэффициентов резервирования мощности в ценовых зонах

3.1. Плановый коэффициент резервирования мощности рассчитывается системным оператором для ценовой зоны как сумма значения, равного 1,17 и коэффициента прогнозного недоиспользования мощности.

3.2. Коэффициент прогнозного недоиспользования мощности, учитывающий фактическое снижение мощности, обусловленное проведением внеплановых ремонтов генерирующего оборудования, определяется как отношение среднемесячного снижения мощности, обусловленного проведением внеплановых ремонтов генерирующего оборудования, равного снижению мощности относительно значений, указанных в уведомлениях, поданных в соответствии с Правилами оптового рынка в целях выбора состава оборудования, в зимние месяцы двух лет, предшествующих дате проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, к величине прогнозируемого максимального объема потребления в соответствующей ценовой зоне.

IV. Учет объема электрической энергии, соответствующего объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы

4.1. Объемы электрической энергии, соответствующего объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы, рассчитываются как объемы среднечасового фактического перетока в зарубежные энергосистемы за декабрь года, предшествующего году проведения, а также январь и февраль года проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности.

V. Учет объемов производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках, и объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии

5.1. Объемы производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках, и объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, рассчитываются как объемы среднечасовой фактической выработки электрической энергии таких генерирующих объектов за декабрь года, предшествующего году проведения, а также январь и февраль года проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности.

5.2. Объемы производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках, рассчитанные в соответствии с пунктом 5.1 настоящего Порядка, подлежат:

- уменьшению на объемы среднечасовой фактической выработки электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках и определяемыми в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в отношении которых субъектом оптового рынка получено право участия в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом рынке с даты, наступающей не позднее 1 января года, в отношении которого проводится конкурентный отбор мощности;

- увеличению на объемы среднечасовой фактической выработки электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на оптовом рынке и определяемыми в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в отношении которых субъект оптового рынка лишен права участия в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом рынке с даты, наступающей не позднее 1 января года, в отношении которого проводится конкурентный отбор мощности.

Приложение
к Порядку определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, включая порядок определения величин плановых коэффициентов резервирования мощности в ценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности

ЗНАЧЕНИЯ ПОВЫШАЮЩЕГО ТЕМПЕРАТУРНОГО КОЭФФИЦИЕНТА (КТ)

Название объединенной энергосистемы	Название субъекта Российской Федерации	Кт
ОЭС Центра	Белгородская область	1,02
ОЭС Центра	Брянская область	1,04
ОЭС Центра	Владимирская область	1,02
ОЭС Центра	Вологодская область	1,01
ОЭС Центра	Воронежская область	1,05
ОЭС Центра	Ивановская область	1,02
ОЭС Центра	Калужская область	1,05
ОЭС Центра	Костромская область	1,00
ОЭС Центра	Курская область	1,02
ОЭС Центра	Липецкая область	1,03
ОЭС Центра	Москва и Московская область	1,07
ОЭС Центра	Орловская область	1,03
ОЭС Центра	Рязанская область	1,02
ОЭС Центра	Смоленская область	1,03
ОЭС Центра	Тамбовская область	1,04
ОЭС Центра	Тверская область	1,05
ОЭС Центра	Тульская область	1,03
ОЭС Центра	Ярославская область	1,03
ОЭС Северо-Запада	Мурманская область	1,01
ОЭС Северо-Запада	Санкт-Петербург и Ленинградская область	1,06
ОЭС Северо-Запада	Республика Карелия	1,03
ОЭС Северо-Запада	Республика Коми	1,01
ОЭС Северо-Запада	Калининградская область	1,06
ОЭС Северо-Запада	Архангельская область	1,03
ОЭС Северо-Запада	Псковская область	1,04
ОЭС Северо-Запада	Новгородская область	1,03
ОЭС Средней Волги	Самарская область	1,03
ОЭС Средней Волги	Нижегородская область	1,04
ОЭС Средней Волги	Республика Чувашия	1,04
ОЭС Средней Волги	Ульяновская область	1,04
ОЭС Средней Волги	Республика Марий Эл	1,03
ОЭС Средней Волги	Саратовская область	1,03
ОЭС Средней Волги	Пензенская область	1,04
ОЭС Средней Волги	Республика Мордовия	1,04
ОЭС Средней Волги	Республика Татарстан	1,03
ОЭС Урала	Кировская область	1,04
ОЭС Урала	Курганская область	1,08
ОЭС Урала	Удмуртская Республика	1,05
ОЭС Урала	Челябинская область	1,03
ОЭС Урала	Свердловская область	1,04
ОЭС Урала	Оренбургская область	1,03
ОЭС Урала	Республика Башкортостан	1,02
ОЭС Урала	Тюменская область	1,02
ОЭС Урала	Пермский край	1,04
ОЭС Юга	Астраханская область	1,04
ОЭС Юга	Волгоградская область	1,03
ОЭС Юга	Чеченская Республика	1,05
ОЭС Юга	Республика Дагестан	1,04
ОЭС Юга	Кабардино-Балкарская Республика	1,07
ОЭС Юга	Республика Ингушетия	1,07
ОЭС Юга	Республика Калмыкия	1,06
ОЭС Юга	Краснодарский край и Республика Адыгея	1,09
ОЭС Юга	Ростовская область	1,07
ОЭС Юга	Республика Северная Осетия - Алания	1,04
ОЭС Юга	Карачаево-Черкесская Республика	1,04
ОЭС Юга	Ставропольский край	1,04
ОЭС Сибири	Алтайский край и Республика Алтай	1,04
ОЭС Сибири	Забайкальский край	1,02
ОЭС Сибири	Красноярский край	1,05
ОЭС Сибири	Республика Тыва	1,05
ОЭС Сибири	Республика Бурятия	1,03
ОЭС Сибири	Кемеровская область	1,03
ОЭС Сибири	Томская область	1,04
ОЭС Сибири	Новосибирская область	1,06
ОЭС Сибири	Омская область	1,03
ОЭС Сибири	Республика Хакасия	1,02
ОЭС Сибири	Иркутская область	1,05
ОЭС Востока	Амурская область	1,02
ОЭС Востока	Приморский край	1,03
ОЭС Востока	Хабаровский край	1,02
ОЭС Востока	Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия)	1,01