Доработанный текст проекта Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении методических указаний по проектированию развития энергосистем" (подготовлен Минэнерго России 28.06.2019)

Доработанный текст проекта Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении методических указаний по проектированию развития энергосистем"
(подготовлен Минэнерго России от 28.06.2019)

Досье на проект

В соответствии с подпунктом "в" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483, N 51, ст. 8007) и подпунктом "в" пункта 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562; 2018, N 34, ст. 5483) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые методические указания по проектированию развития энергосистем.

2. Настоящий приказ вступает в силу с 01.05.2020.

Министр

А.В. Новак

Приложение
к приказу Минэнерго России
от "__" ______ 2019 г. N__

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
по проектированию развития энергосистем

I. Общие положения

1. Методические указания по проектированию развития энергосистем (далее - методические указания) устанавливают требования при проектировании 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.

2. Положения методических указаний распространяются на все виды работ по проектированию развития энергосистем, их объединений, а также электрических сетей классом напряжения 35 кВ и выше, выполняемых в виде самостоятельных работ или в качестве соответствующих разделов схем выдачи мощности электростанций, схем внешнего электроснабжения потребителей электрической энергии, проектной документации на строительство (реконструкцию) и технологическое присоединение объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии к электрическим сетям и иных работ, связанных с развитием электроэнергетики.

3. Целью проектирования развития энергосистем и их объединений является разработка технически и экономически обоснованных (сбалансированных) инвестиционных решений по развитию электрических станций и сетей, обеспечивающих эффективное функционирование ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и надежное электроснабжение потребителей.

4. Проектирование развития энергосистем при планировании развития электроэнергетики осуществляется в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, разрабатываемых и утверждаемых в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 (далее - документы перспективного развития электроэнергетики). Выполнение иных работ по отдельным вопросам развития электроэнергетики осуществляется на основе документов перспективного развития электроэнергетики.

5. Основными принципами проектирования развития энергосистем являются:

а) экономическая обоснованность предлагаемых инвестиционных решений, обеспечивающая эффективность работы энергосистемы;

б) согласованность документов перспективного развития электроэнергетики;

в) скоординированное развитие генерирующих мощностей, единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС) и распределительных электрических сетей;

г) сбалансированное развитие структуры генерирующих мощностей, включая развитие комбинированного производства электрической и тепловой энергии;

д) обеспечение баланса производства и потребления электрической энергии и мощности;

е) соответствие схем территориального планирования федерального, регионального и муниципального уровня схемам и программам перспективного развития электроэнергетики, утвержденным в установленном порядке.

6. Проектирование развития энергосистем должно учитывать технические и экономические преимущества параллельной работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии в составе энергосистемы.

7. Проектирование развития энергосистем осуществляется с учетом планов развития смежных отраслей топливно-энергетического комплекса, энергомашиностроения, электротехнической промышленности, научно-технического прогресса и должно соответствовать требованиям по обеспечению энергетической безопасности Российской Федерации и охране окружающей среды.

8. При проектировании развития энергосистем решаются следующие основные задачи:

а) разработка прогноза спроса на электрическую энергию и мощность с детализацией по объединенным и территориальным энергосистемам;

б) определение режимов потребления электрической энергии и графиков электрической нагрузки;

в) разработка и обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей;

г) формирование балансов электрической мощности и энергии;

д) разработка и обоснование предложений по типу, размещению, мощности и срокам сооружения электростанций;

е) оценка достаточности регулировочного диапазона генерирующего оборудования электростанций для обеспечения покрытия суточной неравномерности графика электрической нагрузки;

ж) обоснование развития электрической сети, включая выбор ее конфигурации, основных параметров и сроков сооружения объектов электросетевого хозяйства;

з) определение потребности тепловых электростанций в органическом топливе;

и) прогноз экологических последствий влияния развития электроэнергетики на окружающую природную среду и предложения по снижению их негативного влияния;

й) оценка экономических, в том числе ценовых, последствий реализации принятых инвестиционных решений.

9. При проектировании развития энергосистем рассматривается следующий состав инвестиционных решений:

а) новое строительство, расширение, реконструкция и модернизация (техническое перевооружение), вывод из эксплуатации генерирующих мощностей;

б) новое строительство, расширение, реконструкция и модернизация (техническое перевооружение) объектов электросетевого хозяйства (линий электропередачи и подстанций).

10. При проектировании развития энергосистем рассматриваются следующие периоды планирования (далее - расчетные периоды):

а) среднесрочный расчетный период - период, на который в порядке и сроки, установленные Правительством Российской Федерации, разрабатывается схема и программа развития ЕЭС России;

б) долгосрочный расчетный период - период, на который в порядке и сроки, установленные Правительством Российской Федерации, разрабатывается генеральная схема размещения объектов электроэнергетики.

11. Экономическая обоснованность планируемых инвестиционных решений при проектировании развития энергосистем оценивается по критериям общественной эффективности.

12. Обоснование и принятие инвестиционных решений при проектировании развития энергосистем должно осуществляться на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития энергосистемы в целом и (или) отдельных ее частей (элементов) путем оценки их сравнительной эффективности по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат. Выбранный вариант должен сохранять экономическое преимущество при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазона их значений.

13. Все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного временного уровня по источникам равной достоверности. Сопоставимость экономических показателей обеспечивается не только приведением к ценам одного года, но и к одинаковому составу капитальных и эксплуатационных затрат, уровню проектной изученности и освоенности технологий для вариантов, имеющих одинаковое энергетическое назначение.

14. Стоимостные показатели формируются в соответствии с реально сложившимися отчетными и прогнозируемыми ценами на топливо и электрическую энергию, основное и вспомогательное оборудование, материалы, оплату труда и прочие затраты.

15. Экономические расчеты, выполняемые при проектировании развития энергосистем, выполняются в реальном выражении, без учета инфляции, налогов, с приведением всех стоимостных показателей к ценам на конец последнего отчетного года, по которому опубликована полная отчетная экономическая информация Росстата в разрезе страны, федеральных округов и субъектов Российской Федерации (далее - базовый год).

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

II. Прогноз спроса на электрическую энергию и максимальных электрических нагрузок

1. Прогноз спроса на электрическую энергию и максимальных электрических нагрузок (далее - прогноз спроса) разрабатывается в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823, и включает в себя:

а) прогноз годового объема спроса на электрическую энергию по Российской Федерации в целом и ее субъектам;

б) прогноз годового объема спроса на электрическую энергию по зоне централизованного электроснабжения, ЕЭС России, объединенным и территориальным энергосистемам, технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам;

в) прогноз максимальных электрических нагрузок по ЕЭС России, объединенным и территориальным энергосистемам, технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам.

2. Прогноз спроса разрабатывается на основе прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации и отдельных ее субъектов, иных документов стратегического планирования, разработанных в соответствии с Федеральным законом от 28.06.2014 N 172-ФЗ "О стратегическом планировании в Российской Федерации" (далее - документы стратегического планирования), с учетом статистически обоснованных тенденций изменения объемов спроса на электрическую энергию, учитывающих повышение энергетической эффективности экономики, и статистически обоснованных тенденций изменения годовых режимов потребления электрической энергии.

3. Порядок разработки прогноза спроса включает в себя следующие последовательно выполняемые этапы:

а) разработка отраслевого прогноза экономики по субъектам Российской Федерации для целей прогнозирования спроса на электрическую энергию;

б) разработка прогноза спроса на электрическую энергию по видам экономической деятельности (далее - ВЭД) по субъектам Российской Федерации на основе показателей детализированного прогноза экономики;

в) разработка прогноза спроса по территориальным и объединенным энергосистемам, ЕЭС России и технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам.

4. Отраслевой прогноз развития экономики по субъектам Российской Федерации разрабатывается в целях информационного обеспечения расчетов спроса на электрическую энергию в соответствии с пунктами 53 - 81 по основным ВЭД и включает в себя прогнозные значения показателей экономической и инвестиционной активности (далее - экономические переменные), перечень которых определяется пунктом 26.

5. Перечень основных ВЭД, выделяемых при прогнозировании спроса, соответствует Общероссийскому классификатору видов экономической деятельности ОК 029-2014 (КДЕС ред. 2), утвержденному Приказом Росстандарта от 31.01.2014 N 14-ст), и включает в себя:

а) сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство;

б) добыча топливных полезных ископаемых;

в) добыча прочих (нетопливных) полезных ископаемых;

г) обрабатывающие производства, кроме производства кокса и нефтепродуктов;

д) производство кокса и нефтепродуктов;

е) производство и распределение электрической энергии, газа и воды;

ж) строительство;

з) нетрубопроводный транспорт;

и) трубопроводный транспорт;

й) прочие ВЭД.

6. Отраслевой прогноз развития экономики по субъектам Российской Федерации разрабатывается на расчетный период, на который разрабатывается прогноз спроса.

7. Отраслевой прогноз развития экономики по субъектам Российской Федерации разрабатывается на основе:

а) прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочный и долгосрочный период, разрабатываемых в соответствии с Федеральным законом от 28.06.2014 N 172-ФЗ "О стратегическом планировании в Российской Федерации";

б) статистической информации из форм государственного статистического наблюдения в части показателей, отражающих динамику и структуру валового внутреннего и валового регионального продуктов, рассматриваемых экономических переменных для страны и субъектов Российской Федерации;

в) сведений об инвестиционных проектах, реализуемых или планируемых к реализации в субъектах Российской Федерации, включая в отношении каждого инвестиционного проекта информацию о сроках, этапах и условиях реализации, объемах инвестиций и выпуска продукции и других экономических характеристиках, прогнозируемом потреблении электрической энергии и мощности с учетом технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям, выданных в установленном порядке (далее - реестр инвестиционных проектов), которые предоставляются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

8. Отраслевой прогноз развития экономики по субъектам Российской Федерации разрабатывается исходя из следующих принципов:

а) последовательное согласование прогнозных значений экономических переменных на уровне Российской Федерации и отдельных федеральных округов, на уровне каждого федерального округа и входящих в его состав субъектов Российской Федерации;

б) учет сложившихся в отчетные годы тенденций в динамике показателей социально-экономического развития отдельных субъектов Российской Федерации, их вклада в показатели социально-экономического развития соответствующих федеральных округов и Российской Федерации в целом;

в) учет сложившихся в отчетные годы тенденций в динамике экономических переменных основных ВЭД и их вклада в показатели социально-экономического развития отдельных субъектов Российской Федерации, соответствующих федеральных округов и Российской Федерации в целом;

г) учет влияния реализуемых и планируемых к реализации инвестиционных проектов в субъектах Российской Федерации, указанных в подпункте в) пункта 23, на сложившиеся тенденции в динамике экономических переменных основных ВЭД и изменение их вклада в показатели социально-экономического развития отдельных субъектов Российской Федерации, соответствующих федеральных округов и Российской Федерации в целом;

д) учет условий финансовой обеспеченности прогнозной динамики экономических переменных.

9. Отраслевой прогноз развития экономики по субъектам Российской Федерации разрабатывается в результате последовательного решения следующих задач:

а) детализация прогноза социально-экономического развития Российской Федерации с определением по каждому из основных ВЭД, указанным в пункте 21, экономических переменных, указанных в пункте 26.

б) разработка для отдельных субъектов Российской Федерации, федеральных округов и Российской Федерации в целом прогноза экономических переменных, указанных в пункте 26, для основных ВЭД, указанных в пункте 21, на основе данных реестра инвестиционных проектов (далее - проектная траектория).

в) разработка для отдельных субъектов Российской Федерации, федеральных округов и Российской Федерации в целом прогноза экономических переменных, указанных в пункте 26, для основных ВЭД, указанных в пункте 21, за исключением проектной траектории (далее - базовая траектория), на основе:

определенных на основе статистической информации сложившихся в отчетные годы тенденций изменения экономических переменных;

результатов решения задачи, определенной подпунктом а) настоящего пункта с исключением из них результатов решения задачи, определенной подпунктом б) настоящего пункта;

г) разработка для отдельных субъектов Российской Федерации, федеральных округов и Российской Федерации в целом итогового прогноза экономических переменных, указанных в пункте 26, для основных ВЭД, указанных в пункте 21, как суммы значений прогноза "проектной" и "базовой" траекторий, по результатам задач, определенных подпунктами б) и в) настоящего пункта.

10. При детализации прогноза социально-экономического развития Российской Федерации по годам t расчетного периода определяются значения следующих экономических переменных в ценах базового года по Российской Федерации в целом:

а) валовой выпуск () для каждого основного ВЭД (p),

б) капитальные вложения () для каждого основного ВЭД (p),

в) суммарная валовая добавленная стоимость в экономике (), определяемая как разность внутреннего валового продукта и чистых налогов;

г) доходы совокупности домашних хозяйств ();

11. Для определения указанных в пункте 26 экономических переменных по годам расчетного периода, в соответствии с требованиями подпункта д) пункта 24, выполняется математическое моделирование системы балансов производства и использования товаров и услуг в экономике (межотраслевого баланса) и финансовых балансов основных ВЭД по годам расчетного периода.

12. При формировании по каждому из основных ВЭД проектной траектории экономических переменных используется информация о параметрах инвестиционных проектов, включенных в реестр инвестиционных проектов:

а) субъект Российской Федерации, в котором реализуется i-й проект (r - индекс субъекта);

б) один или более основных ВЭД, к которому(ым) относится продукция данного проекта (p - индекс ВЭД);

в) год начала строительно-монтажных работ по проекту, год запуска основного производства (начала эксплуатации) и год выхода на проектную производственную мощность;

г) совокупный валовой выпуск по всем видам товаров и услуг после выхода на проектную мощность, отнесенный к одному из ВЭД () (в ценах базового года);

д) динамика прироста (накопленным итогом) валового выпуска по годам до выхода на проектную мощность ().

е) динамику капитальных вложений по годам реализации инвестиционного проекта до выхода на проектную мощность () (в ценах базового года).

13. Данные об инвестиционных проектах, связанных с частичным или полным закрытием производства учитываются соответствующим снижением валового выпуска.

14. В случае если в характеристиках проекта указан более чем один основной ВЭД, объемы капитальных вложений разбиваются по соответствующим ВЭД пропорционально приростам их валовых выпусков.

15. В состав проектной траектории экономических переменных по каждому из основных ВЭД, в соответствии с требованиями подпункта д) пункта 24, включаются только проекты с подтвержденной финансовой обеспеченностью:

а) с открытым финансированием;

б) имеющие государственные гарантии;

в) имеющие бюджетные источники финансирования/софинансирования;

г) имеющие банковские гарантии.

16. Проектная траектория по основным ВЭД для каждого субъекта Российской Федерации формируется путем агрегирования экономических переменных инвестиционных проектов по формулам:

, (1)

. (2)

17. Проектная траектория по основным ВЭД для Российской Федерации в целом формируется путем суммирования проектных траекторий субъектов Российской Федерации по формулам:

, (3)

. (4)

18. Базовая траектория экономических переменных для Российской Федерации в целом определяется в виде разности значений валовых выпусков и капитальных вложений по основным ВЭД и их значениями для проектной траектории, определенной формулами (3) и (4):

, (5)

. (6)

19. Тенденции изменения экономических переменных определяются по единому алгоритму последовательно для каждого федерального округа и каждого входящего в его состав субъекта Российской Федерации по следующему набору показателей, выраженных в ценах базового года:

а) валовой региональный продукт (далее - ВРП);

б) валовые выпуски и капитальные вложения по основным ВЭД;

в) доходы домашних хозяйств.

20. Базовая траектория экономических переменных для субъектов Российской Федерации формируется путем дезагрегирования базовой траектории для Российской Федерации, определенной в соответствии с пунктом 34, по двухэтапной схеме:

а) по федеральным округам - при согласовании с "базовой" траекторией Российской Федерации в целом;

б) по субъектам Российской Федерации, входящих в состав каждого федерального округа - при согласовании с "базовой" траекторией федерального округа в целом.

21. Для всех основных ВЭД (кроме нетрубопроводного (p=T) и трубопроводного транспорта (p=Q), строительства (p=F) и передачи и распределения электрической энергии, газа и воды (p=E)) дезагрегирование валовых выпусков () для федерального округа или субъекта Российской Федерации (r) выполняется на основе принципа нестрогого сохранения усредненных за отчетный период, начиная с 2001 года, значений скорости изменения его доли (далее - региональной доли) от соответствующего показателя для страны в целом ():

а) региональные доли валовых выпусков рассчитываются для каждого года по формуле:

, ; (7)

б) годовой индекс скорости изменения региональных долей валовых выпусков (далее - индекс скорости) рассчитывается по формуле:

; (8)

в) на основе годовых индексов скорости, определяемых формулой (8), рассчитываются их средневзвешенные значения за отчетный период (), начиная с 2001 года, по следующей рекуррентной формуле:

; (9)

г) на основе средневзвешенных значений годовых индексов скорости, определяемых формулой (9), рассчитываются ожидаемые значения валовых выпусков основных ВЭД по формуле:

; (10)

д) для согласования ожидаемых значений валовых выпусков основных ВЭД по каждому федеральному округу с суммарными значениями по Российской Федерации и по каждому субъекту Российской Федерации с суммарными значениями по соответствующему федеральному округу, для каждого основного ВЭД рассчитывается корректирующий коэффициент по формуле:

; (11)

е) прогнозное значение базовой траектории валовых выпусков основных ВЭД в федеральном округе или субъекте Российской Федерации рассчитывается с учетом ожидаемого значения, определяемого формулой (10) и корректирующего коэффициента, определяемого формулой (11), по следующей формуле:

; (12)

22. Ожидаемый валовой выпуск ВЭД "Нетрубопроводный транспорт" () зависит от валовых выпусков основных ВЭД, за исключением указанных в пункте 37 (), и рассчитывается по формуле:

, (13)

где - транспортоемкость выпуска совокупности ВЭД, за исключением указанных в пункте 37 (), по Российской Федерации в целом в году t, рассчитываемая по формуле:

, (14)

- транспортоемкость валового выпуска совокупности ВЭД, за исключением указанных в пункте 37 () в федеральном округе или субъекте Российской Федерации (r) в году t-1, рассчитываемая по формуле:

. (15)

23. Прогнозное значение базовой траектории валового выпуска ВЭД "Нетрубопроводный транспорт" в федеральном округе или субъекте Российской Федерации () рассчитывается по формуле:

, (16)

где:

, (17)

24. Ожидаемый валовой выпуск ВЭД "Трубопроводный транспорт" () для каждого федерального округа или субъекта Российской Федерации (r) в году t и прогнозное значение базовой траектории валового выпуска ВЭД "Трубопроводный транспорт" в каждом федеральном округе или субъекте Российской Федерации
() рассчитываются аналогично по формулам (13)-(17), но в зависимости только от динамики ожидаемого валового выпуска только одного ВЭД "Добыча топливно-энергетических ископаемых".

25. Ожидаемый валовой выпуск ВЭД "Производство и распределение электрической энергии, газа и воды" () для каждого федерального округа или субъекта Российской Федерации (r) в году t зависит от валовых выпусков основных ВЭД, за исключением указанных в пункте 37, и ВЭД "Нетрубопроводный транспорт" и "Трубопроводный транспорт" () и рассчитывается по формуле:

, (18)

где - энергоемкость суммарного валового выпуска ВЭД, за исключением указанных в пункте 37, ВЭД "Нетрубопроводный транспорт" и "Трубопроводный транспорт" () по Российской Федерации в целом в году t, рассчитываемая по формуле:

, (19)

- энергоемкость суммарного валового выпуска указанных ВЭД в r-ом федеральном округе или субъекте Российской Федерации в году t-1, рассчитываемая по формуле:

, (20)

26. Прогнозное значение базовой траектории валового выпуска ВЭД "Производство и распределение электрической энергии, газа и воды" в каждом федеральном округе или субъекте Российской Федерации () рассчитывается по формуле:

, (21)

где:

, (22)

27. Базовые объемы капитальных вложений всех основных ВЭД зависят от валовых выпусков и рассчитываются по формуле:

, (23)

где - капиталоёмкость ВЭД p.

28. При расчете по формуле (23) полагается, что скорость изменения капиталоёмкости выпуска каждого основного ВЭД в федеральном округе или субъекте Российской Федерации () совпадает со скоростью изменения капиталоёмкости этого ВЭД в целом по Российской Федерации (). Данное условие определяется формулой:

, (24)

29. Базовая траектория экономических переменных для каждого федерального округа или субъекта Российской Федерации, полученная в результате расчетов, предусмотренных пунктами 40 - 44, включает в себя следующие прогнозные показатели:

а) валовой выпуск основных ВЭД без учёта инвестиционных проектов ();

б) капитальные вложения основных ВЭД без учёта инвестиционных проектов ().

30. При формировании итогового прогноза экономических переменных, указанного в подпункте г) пункта 25, данные показатели "базовой" траектории экономических переменных складываются с параметрами "проектной" траектории по следующим формулам:

, (25)

, (26)

. (27)

31. Ожидаемые объемы валового выпуска ВЭД "Строительство" () для каждого федерального округа или субъекта Российской Федерации (r) в году t рассчитываются на основе объемов капитальных вложений основных ВЭД () по формуле:

, (28)

где коэффициент рассчитывается по формуле:

, (29)

коэффициент рассчитывается по формуле:

. (30)

32. Прогнозные итоговые значения валового выпуска строительства в федеральном округе или субъекте Российской Федерации () рассчитывается по формуле:

, (31)

где:

. (32)

33. Ожидаемые объемы ВРП каждого субъекта Российской Федерации () зависят от суммарного валового выпуска региона и рассчитываются по формуле:

, (33)

где - суммарная валовая добавленная стоимость в экономике в году t, - суммарный валовой выпуск основных ВЭД в целом по Российской Федерации в году t, рассчитываемый по формуле:

, (34)

- суммарный валовой выпуск основных ВЭД в субъекте Российской Федерации (r) в году t, рассчитываемый по формуле:

, (35)

34. Итоговые объемы ВРП каждого субъекта Российской Федерации () определяются по формуле:

, (36)

где - корректирующий коэффициент, определяемый для ВРП по формуле:

(37)

35. Ожидаемые доходы домашних хозяйств в каждом субъекте Российской Федерации () определяются в виде доли от ВРП и рассчитываются по формуле:

, (38)

где - доходы домашних хозяйств по Российской Федерации в целом в году t;

36. Итоговые объемы доходов домашних хозяйств каждого субъекта Российской Федерации () определяются по формуле:

, (39)

где - корректирующий коэффициент, определяемый по формуле:

. (40)

37. Прогноз спроса на электрическую энергию по ВЭД разрабатывается по Российской Федерации, федеральным округам и субъектам Российской Федерации с выделением следующих составляющих:

а) основные ВЭД, указанные в пункте 21, за исключением подпунктов б), д), е), и) (далее - сектор конечного потребления или КП);

б) домашние хозяйства (далее- ДХ);

в) топливно-энергетические отрасли, за исключением объектов электроэнергетики (далее- ЭК без электроэнергетики), включая:

добычу нефти;

добычу природного газа;

добычу угля;

переработку нефти;

переработку природного газа;

коксование угля;

производство тепла на электрокотельных;

потребление электрической энергии для нужд централизованного теплоснабжения;

трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов;

трубопроводный транспорт природного газа;

г) объекты электроэнергетики, включая:

потребление собственных нужд электростанций, в том числе заряд гидроаккумулирующих электростанций (далее - СН ЭС);

потери при передаче и распределении электрической энергии.

38. Прогноз спроса на электрическую энергию по ВЭД разрабатывается исходя из следующих принципов:

а) согласование прогнозных значений спроса на электрическую энергию для отдельных составляющих, указанных в пункте 53, и их суммы на уровне Российской Федерации, отдельных федеральных округов и субъектов Российской Федерации;

б) учет сложившихся в отчете тенденций в динамике электроемкостей ВЭД, относимых к сектору конечного потребления, и домашних хозяйств на уровне Российской Федерации, отдельных федеральных округов и субъектов Российской Федерации;

в) учет статистически устойчивых зависимостей электроемкостей ВЭД, относимых к сектору конечного потребления, от объемов накопленных капиталовложений в основной капитал;

г) учет прогнозной динамики валовых выпусков для ВЭД, относимых к сектору конечного потребления, и объемов производства продукции в натуральном выражении для топливно-энергетических отраслей;

д) учет влияния инвестиционных проектов, учтенных в реестре инвестиционных проектов, на сложившиеся тенденции в динамике спроса на электрическую энергию для отдельных составляющих, указанных в пункте 53, для отдельных субъектов Российской Федерации и страны в целом;

е) учет статистически устойчивых зависимостей между объемами душевого потребления электрической энергии и доходами населения.

39. Прогноз спроса на электрическую энергию по ВЭД разрабатывается на основе:

а) отраслевого прогноза развития экономики по субъектам Российской Федерации, разработанного в соответствии с пунктами 22 - 52;

б) утвержденных в установленном порядке на дату разработки прогноза спроса отраслевых документов стратегического планирования, включая отраслевые и межотраслевые стратегии, генеральные схемы топливных и транспортных отраслей;

в) утвержденных на дату разработки прогноза спроса документы перспективного развития электроэнергетики, содержащие исходную информацию для прогноза спроса на электрическую энергию, включая балансы электрической энергии с выделением показателей:

производства электрической энергии по Российской Федерации в целом и по субъектам Российской Федерации;

сальдо экспорта-импорта электрической энергии в целом по Российской Федерации;

расхода электрической энергии на собственные нужды электростанций по Российской Федерации и ее субъектам;

потерь электрической энергии в электрических сетях по Российской Федерации и ее субъектам.

г) статистической информации из форм государственного статистического наблюдения, отражающих динамику рассматриваемых экономических переменных ВЭД, объемы и структуру потребления электрической энергии по составляющим, указанным в пункте 53;

д) информации о характеристиках потребления электрической энергии инвестиционных проектов, включенных в реестр инвестиционных проектов.

40. Прогноз спроса на электрическую энергию в году t по Российской Федерации в целом () и каждому субъекту Российской Федерации r () рассчитывается в виде суммы составляющих, указанных в пункте 53, по формулам:

, (41)

, (42)

, (43)

где и - спрос на электрическую энергию p-м ВЭД (КП и ЭК без электроэнергетики) по Российской Федерации в целом и в отдельных субъектах Российской Федерации (r) в t-ом году соответственно;

, - спрос на электрическую энергию домашними хозяйствами по Российской Федерации в целом и в отдельных субъектах Российской Федерации (r) в t-ом году соответственно;

, - потери электрической энергии в электрических сетях по Российской Федерации в целом и в отдельных ее субъектах (r) в t-ом году соответственно;

, - расход электрической энергии на собственные нужды электростанций по Российской Федерации и в отдельных ее субъектах (r) в t-ом году соответственно;

T, R, P - множество прогнозных периодов, субъектов Российской Федерации и ВЭД сектора конечного потребления соответственно.

41. Прогноз спроса на электрическую энергию в секторе конечного потребления для Российской Федерации в целом и каждого ее субъекта разрабатывается в результате последовательного решения следующих задач:

а) разработка базовой траектории спроса на основе значений базовой траектории экономических переменных, определенных в составе отраслевого прогноза развития экономики по субъектам Российской Федерации, разработанного в соответствии с пунктами 22 - 52;

б) разработка проектной траектории спроса на основе информации о характеристиках потребления электрической энергии инвестиционных проектов из реестра инвестиционных проектов;

в) формирование итогового прогноза спроса на электрическую энергию как суммы значений базовой и проектной траекторий, по результатам решения задач, определенных подпунктами а) и б) настоящего пункта.

42. Прогноз базовой траектории спроса на электрическую энергию в секторе конечного потребления по Российской Федерации и ее субъектам рассчитывается в виде произведения значений базовой траектории валовых выпусков соответствующих ВЭД и электроемкостей, определяющих удельные показатели потребления электрической энергии на единицу валового выпуска, по следующим формулам:

, (44)

,, (45)

где и - валовые выпуски, соответствующие "базовой" траектории, для p-го ВЭД () по Российской Федерации и отдельным ее субъектам в году t, определенной в составе отраслевого прогноза развития экономики по субъектам Российской Федерации, разработанного в соответствии с пунктами 22 - 52, и - электроемкость валовых выпусков, соответствующих "базовой" траектории p-го ВЭД () по Российской Федерации и отдельным субъектам Российской Федерации в году t.

43. При невыполнении балансирующего условия, определенного формулой (45), производится корректировка значений слагаемых, формирующих правую часть, на коэффициенты балансовой невязки (), определяемые формулой:

, (46)

44. Прогноз электроемкости валовых выпусков, соответствующих базовой траектории, для каждого ВЭД, относимого к сектору конечного потребления, по Российской Федерации и ее субъектам формируется с учетом:

а) повышения энергетической эффективности производственных процессов в результате инвестиционной деятельности;

б) повышения электрификации производственных процессов за счет замещения других видов топливно-энергетических ресурсов;

в) дополнительного влияния отраслевых и региональных программ энергосбережения и энергозамещения.

45. Расчет электроемкости для ВЭД, относимых к сектору конечного потребления, с учетом требований в) пункта 54, выполняется по следующим формулам:

; , (47)

; , (48)

; , (49)

; , (50)

; , (51)

; , (52)

где и - электроемкость валовых выпусков, соответствующих "базовой" траектории, для p-го ВЭД () по Российской Федерации и отдельным ее субъектам в году t, , - осредненные за период эластичности электроемкости p-го ВЭД () по накопленным капитальным вложениям для страны и отдельных ее субъектов, и - коэффициенты экспертной корректировки указанных эластичностей, которые обеспечивают учет влияния на прогнозные величины эластичностей неформализуемых внешних факторов.

Значения указанных коэффициентов назначаются исходя из анализа отчетного тренда эластичностей и ожидаемых внешних воздействий на прогнозную динамику эластичностей, не связанных с капиталовложениями. При отсутствии внешних воздействий корректировочные коэффициенты равны 1. При наличии внешних воздействий корректировочные коэффициенты для эластичностей и за период , лежат в диапазонах которые определяются формулами:

, (53)

; (54)

, - кумулятивные за период () капитальные вложения в p-й ВЭД () по Российской Федерации в целом и отдельным ее субъектам:

для отчетного периода их величина принимается на основе статистических данных по капитальным вложениям,

для расчетного периода в расчет принимаются капитальные вложения, соответствующие базовой траектории для p-го ВЭД () по Российской Федерации и отдельным ее субъектам в году t и определенные в рамках отраслевого прогноза развития экономики по субъектам Российской Федерации, разработанного в соответствии с пунктами 22 - 52;

, - расчетные параметры годовых темпов изменения электроемкостей и накопленных инвестиций.

46. При формировании проектной траектории спроса на электрическую энергию в секторе конечного потребления по каждому субъекту Российской Федерации используется информация о характеристиках инвестиционных проектов, включенных в актуальный на дату разработки прогноза реестр инвестиционных проектов:

а) субъект Российской Федерации, в котором реализуется i-й проект (r - индекс субъекта);

б) один или более основных ВЭД, к которому(ым) относится продукция данного проекта (p - индекс ВЭД);

г) динамика прироста потребления электрической энергии нарастающим итогом по годам до выхода на проектную производственную мощность ().

47. Инвестиционные проекты, связанные с реконструкцией, частичным или полных закрытием существующих производств, учитываются соответствующим снижением объемов потребления электрической энергии.

48. На основе агрегирования показателей инвестиционных проектов по каждому ВЭД, относимому к сектору конечного потребления, формируется проектная траектория спроса на электрическую энергию для каждого субъекта Российской Федерации по формуле:

, (55)

где t, r, p - индексы соответственно года, субъекта Российской Федерации и ВЭД, относимого к сектору конечного потребления, i - индекс проекта; iI; I - множество рассматриваемых инвестиционных проектов.

49. Проектная траектория по ВЭД, относимым к сектору конечного потребления, для Российской Федерации в целом формируется путем агрегирования "проектных" траекторий отдельных субъектов Российской Федерации по формуле:

, (56)

50. При формировании итогового значения спроса на электрическую энергию по каждому ВЭД, относимому к сектору конечного потребления, значения базовой и проектной траекторий спроса для каждого субъекта Российской Федерации и страны в целом суммируются по формулам:

, (57)

, (58)

,, (59)

51. Спрос на электрическую энергию домашними хозяйствами по Российской Федерации и ее субъектам определяется произведением прогнозных значений объемов душевого потребления электрической энергии и численности населения по следующим формулам:

, (60)

(61)

где и - душевое потребление домашних хозяйств по Российской Федерации и отдельным ее субъектам в году t, - численность населения по Российской Федерации, представленная в документах, указанных в подпункте а) пункта 23, - численность населения в r-ом субъекте Российской Федерации, которая определяется на основе данных демографического прогноза, разрабатываемого Федеральной службой государственной статистики (далее - демографический прогноз), по формуле:

, (62)

где , - численность населения по Российской Федерации в целом и в r-ом субъекте Российской Федерации, определяемая данными демографического прогноза.

52. При невыполнении балансирующего условия, определенного формулой (61), производится корректировка значений слагаемых, формирующих правую часть, на коэффициенты балансовой невязки (), определяемые формулой:

, (63)

53. Прогноз душевого потребления электрической энергии с учетом требования е) пункта 54 выполняется по следующим формулам:

, , (64)

, , (65)

; , (66)

; , (67)

где , - осредненные за период эластичности душевого электропотребления по доходам населения для страны и отдельных субъектов Российской Федерации, и - коэффициенты экспертной корректировки указанных эластичностей, которые определяются по формулам (53) и (54), ,,, - параметры годовых темпов изменения душевого электропотребления и доходов домашних хозяйств, , - душевые доходы домашних хозяйств по Российской Федерации и ее субъектам [руб./чел. в год], определяемые на основе прогноза доходов домашних хозяйств (,) в рамках отраслевого прогноза развития экономики по субъектам Российской Федерации, разработанного в соответствии с пунктами 22 - 52, и численности населения, определенной в пункте 67 настоящих методических указаний, по формуле:

, (68)

, (69)

54. Спрос на электрическую энергию ВЭД топливно-энергетических отраслей, кроме объектов электроэнергетики (ЭК без электроэнергетики), по Российской Федерации и ее субъектам рассчитывается в виде произведения объемов производства продукции в натуральном выражении и электроемкостей, определяющих удельные показатели потребления электрической энергии на единицу натурального объема производства, по следующим формулам:

; , (70)

, , (71)

где и - электроемкость на единицу натурального объема производства p-ого ВЭД () по Российской Федерации и отдельным ее субъектам в году t, рассчитываемая аналогично электроемкости для базовой траектории ВЭД, относимым к сектору конечного потребления, согласно пункту 61, и - объемы производства в натуральном выражении продукции p-ой отрасли () по Российской Федерации и отдельным ее субъектам в году t, которые определяются на основе данных о перспективах развития топливно-энергетических отраслей, представленных в документах, указанных в подпункте б) пункта 55.

55. При невыполнении балансирующего условия, определенного формулой (71), производится корректировка значений слагаемых, формирующих правую часть, на коэффициенты балансовой невязки (), определяемые формулой:

, (72)

56. Прогноз спроса на электрическую энергию объектов электроэнергетики формируется на основе совокупного спроса на электрическую энергию ВЭД, относимых к сектору конечного потребления, отраслей энергетического комплекса, кроме объектов электроэнергетики, и домашних хозяйств (далее - полезно потребляемая электрическая энергия) в Российской Федерации и каждом ее субъекте. Для расчета показателей в целом по Российской Федерации используются данные генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и схемы и программы ЕЭС России. Для расчета показателей по субъектам Российской Федерации используются данные схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

57. Потери электрической энергии при ее передаче и распределении по Российской Федерации () и отдельным ее субъектам () рассчитываются на основе величины полезно потребляемой электрической энергии по формулам:

, (73)

, (74)

, (75)

где и - удельные потери электрической энергии в электрических сетях по Российской Федерации и отдельным субъектам Российской Федерации в году t, [кВт·ч/кВт·ч полезно потребленной электрической энергии], которые рассчитываются на основе документов перспективного развития электроэнергетики по формулам:

, (76)

, (77)

где , - потери электрической энергии при передаче и распределении по Российской Федерации и отдельным ее субъектам, , - объемы производства электрической энергии по Российской Федерации и отдельным ее субъектам, , - объемы сальдо экспорта-импорта электрической энергии по Российской Федерации и сальдо выдачи-получения электрической энергии отдельными субъектами Российской Федерации, , - расходы электрической энергии на собственные нужды электростанций по Российской Федерации и отдельным субъектам Российской Федерации.

58. При отсутствии информации о значениях показателей в правой части формул (76) и (77) на весь расчетный период применяется экстраполяция годовых темпов изменения удельных потерь (, ) линейным трендом. Темпы изменения рассчитываются по формулам:

, (78)

, (79)

59. В случае отсутствия данных о потерях электрической энергии при передаче и распределении по отдельным субъектам Российской Федерации их расчет проводится на основе фактической величины удельных потерь электрической энергии в электрических сетях на последний отчетный год () с ее индексацией с темпом изменения по Российской Федерации в целом, определяемым формулой (78):

, (80)

60. При невыполнении балансирующего условия, определенного формулой (75), производится корректировка значений слагаемых, формирующих правую часть, на коэффициенты балансовой невязки (), определяемые формулой:

, , (81)

61. Спрос на электрическую энергию для обеспечения собственных нужд электростанций по Российской Федерации в целом () рассчитывается на основе суммы полезно потребляемой электрической энергии и потерь в электрических сетях, а также прогнозного объема сальдо экспорта-импорта электрической энергии () по формуле:

, (82)

где - средневзвешенный удельный расход электрической энергии на собственные нужды электростанций по Российской Федерации в году t, [кВт·ч/кВт·ч выработанной электрической энергии], который рассчитывается на основе данных документов перспективного развития электроэнергетики по формуле:

. (83)

62. При отсутствии данных для расчета по формуле (83) применяется экстраполяция годового темпа его изменения () линейным трендом. Темп изменения рассчитывается по формуле:

, (84)

63. Детализированный по субъектам Российской Федерации прогноз спроса на электрическую энергию для обеспечения собственных нужд электростанций рассчитывается на основе данных о спросе на электрическую энергию для обеспечения собственных нужд электростанций () с корректировкой этой величины на расчетный объем собственных нужд электростанций в целом по Российской Федерации (), определенный в пункте 73, по следующей формуле:

, (85)

64. При отсутствии данных спроса на электрическую энергию для обеспечения собственных нужд электростанций по отдельным субъектам Российской Федерации их расчет проводится на основе прогнозных данных о выработке электрической энергии () и фактической удельной величины спроса на электрическую энергию для обеспечения собственных нужд электростанций на последний отчетный год () с ее индексацией с темпом изменения по Российской Федерации в целом, определяемым формулой (84):

, (86)

, (87)

, (88)

65. При невыполнении балансирующего условия, определенного формулой (88), производится корректировка значений слагаемых, формирующих правую часть, на коэффициенты балансовой невязки (), определяемые формулой:

, (89)

66. Для целей прогнозирования максимальных электрических нагрузок осуществляется переход от прогноза спроса на электрическую энергию, сформированного по субъектам Российской Федерации в соответствии с пунктами 53 - 81, к прогнозу спроса на электрическую энергию по энергосистемам субъектов Российской Федерации (зоне централизованного электроснабжения субъектов Российской Федерации).

67. Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистемам субъектов Российской Федерации (территориальным энергосистемам) формируется по ВЭД, указанным в пункте 21, на основе прогноза спроса на электрическую энергию по ВЭД, разрабатываемого в соответствии с пунктами 53 - 81, с учетом информации по децентрализованному потреблению электрической энергии по субъектам Российской Федерации и с выделением базовой и проектной траекторий.

68. Базовая траектория прогноза спроса на электрическую энергию по энергосистемам субъектов Российской Федерации формируется на основе фактического показателя спроса на электрическую энергию по энергосистемам субъектов Российской Федерации за базовый год в соответствии с базовой траекторией прогноза спроса на электрическую энергию по субъектам Российской Федерации:

, (90)

где - значения базовой траектории прогноза спроса на электрическую энергию по энергосистеме r-го субъекта Российской Федерации в году t и t-1 расчетного периода соответственно, - темп роста "базовой" траектории спроса на электрическую энергию в r-ом субъекте Российской Федерации в году t расчетного периода. Для первого года расчетного периода значение соответствует фактическому спросу на электрическую энергию по энергосистеме r-го субъекта Российской Федерации за последний отчетный год.

69. Коэффициент темпа роста базовой траектории прогноза спроса на электрическую энергию в r-ом субъекте Российской Федерации в году t расчетного периода рассчитывается по формуле:

, (91)

где - значения базовой траектории прогноза спроса на электрическую энергию в r-ом субъекте Российской Федерации в годах t и t-1 расчетного периода соответственно.

70. Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме субъекта Российской Федерации определяется суммированием значений полученной базовой траектории прогноза спроса на электрическую энергию по энергосистеме субъекта Российской Федерации и значений проектной траектории прогноза спроса на электрическую энергию по субъекту Российской Федерации с учетом информации об энергетических показателях инвестиционных проектов, включенных в реестр инвестиционных проектов, по формуле:

, (92)

где - прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме r-ого субъекта Российской Федерации в году t расчетного периода, - значение проектной траектории прогноза спроса на электрическую энергию по r-му субъекту Российской Федерации, - прогноз спроса на электрическую энергию новых инвестиционных проектов, находящихся в других субъектах Российской Федерации, которые будут входить в состав энергосистемы (зоны централизованного электроснабжения) r-го субъекта Российской Федерации, - прогноз спроса на электрическую энергию новых инвестиционных проектов r-го субъекта Российской Федерации, которые будут входить в состав энергосистемы (зоны централизованного электроснабжения) других субъектов Российской Федерации, - прогноз спроса на электрическую энергию новых инвестиционных проектов r-го субъекта Российской Федерации, которые будут снабжаться от децентрализованных источников электрической энергии, - прогноз спроса на электрическую энергию в изолированных узлах (изолированных потребителей), присоединяемых к энергосистеме (зоне централизованного электроснабжения) r-го субъекта Российской Федерации в году t расчетного периода, - коэффициент, учитывающий внутригодовой срок присоединения изолированных узлов (изолированных потребителей) к энергосистеме (зоне централизованного электроснабжения), .

71. Переход от прогноза спроса на электрическую энергию по субъектам Российской Федерации к прогнозу спроса на электрическую энергию по технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам осуществляется в аналогичном порядке по формулам (90)-(92).

72. Прогноз спроса на электрическую энергию по отдельным изолированным энергоузлам субъектов Российской Федерации рассчитывается по формуле:

, (93)

где - прогноз спроса на электрическую энергию по u-му изолированному энергоузлу r-ого субъекта Российской Федерации по базовой траектории в году t расчетного периода, - прогноз спроса на электрическую энергию инвестиционных проектов, реализуемых в u-ом энергоузле r-го субъекта Российской Федерации.

73. Прогноз спроса на электрическую энергию по u-му изолированному узлу r-ого субъекта Российской Федерации по базовой траектории в году t расчетного периода рассчитывается по формуле:

, (94)

где - удельный вес спроса на электрическую энергию u-го изолированного энергоузла r-го субъекта Российской Федерации в последний отчетный год Z в совокупном спросе на электрическую энергию по энергосистеме r-го субъекта Российской Федерации в последний отчетный год Z.

(95)

74. Источниками информации о присоединении изолированных узлов к ЕЭС России в расчетном периоде являются документы перспективного развития электроэнергетики.

75. Прогноз спроса на электрическую энергию по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС) определяется по формулам:

, (96)

где () - прогноз спроса на электрическую энергию по v-ой ОЭС в году t расчетного периода, R - число энергосистем субъектов Российской Федерации, входящих в состав v-ой ОЭС энергосистемы.

76. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России определяется по формуле:

(97)

где - прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России в году t расчетного периода, V - число ОЭС в ЕЭС России.

77. Прогнозное значение максимальной электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации формируется на основе информации по объему и структуре прогнозного спроса на электрическую энергию с учетом сведений о новых потребителях в соответствии с реестром инвестиционных проектов.

78. Прогноз максимальной электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации производится в два этапа:

а) анализ статистической отчетности;

б) определение прогнозных значений максимальной электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации.

79. Анализ статистической отчетности производится за последние пять отчтеных лет (далее - базовый период). При изменении территориальных границ энергосистемы субъекта Российской Федерации в указанный период в расчетах необходимо применять сопоставимые отчетные статистические данные по объему спроса на электрическую энергию и максимальной электрической нагрузке.

80. Для каждого ВЭД (подвидов ВЭД) на основании отчетных данных по объему спроса на электрическую энергию энергосистемы субъекта Российской Федерации по каждому году выбранного базового периода определяется характерное число часов использования электрической мощности ВЭД (подвидов ВЭД) в максимальной электрической нагрузке энергосистемы.

81. Определение характерного числа часов использования электрической нагрузки ВЭД (и его подвидов) Н_хар проводится итерационным методом на основании следующей математической модели:

, (98)

где p - индекс ВЭД или подвида ВЭД в структуре спроса на электрическую энергию, n - количество ВЭД и их подвидов, t - порядковый номер года базового периода, T - продолжительность базового периода (лет), E - фактическое потребление электрической энергии ВЭД или подвида ВЭД, тыс. кВт-ч, P_ЭС - расчетная электрическая нагрузка энергосистемы субъекта Российской Федерации, МВт, P_факт - фактическая собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы субъекта Российской Федерации, МВт, Н_хар - характерное число часов использования электрической нагрузки ВЭД или подвида ВЭД, совмещенной на час прохождения максимальной электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации, H^min, H^max - минимальное и максимальное числа часов использования электрической нагрузки ВЭД (подвида ВЭД) в соответствии с технологическим процессом этих ВЭД в соответствии с Приложением 1 (для подвида ВЭД 35.1 "Производство, передача и распределение электрической энергии" минимально и максимально возможные числа часов принимаются в соответствии с отчетными минимальным и максимальным значениями чисел часов использования установленной мощности генерирующего оборудования энергосистемы субъекта Российской Федерации).

82. Полученные значения характерных чисел часов использования Н_хар, принимаются такими, при которых разница между расчетными и фактическими значениями максимальных электрических нагрузок энергосистемы субъекта Российской Федерации за каждый год базового периода будет стремиться к нулю.

83. Полученные в пункте 97 значения числа часов использования электрической нагрузки ВЭД (подвидов ВЭД) Н_хар применяются для определения перспективной электрической нагрузки , соответствующей базовой траектории прогноза спроса на электрическую энергию:

, (99)

, (100)

где - объем спроса на электрическую энергию ВЭД (подвидов ВЭД) энергосистемы субъекта Российской Федерации, соответствующий базовой траектории прогноза спроса на электрическую энергию, тыс. кВт-ч, t - порядковый номер года расчетного периода, - базовая траектория перспективной электрической нагрузки ВЭД (подвидов ВЭД), МВт, - базовая траектория перспективной электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации, МВт.

84. Электрическая нагрузка в каждом году расчетного периода по учтенному в прогнозе спроса на электрическую энергию инвестиционному проекту определяется по формуле:

, (101)

где - объем спроса на электрическую энергию по i-му инвестиционного проекту, учтенному в проектной траектории прогноза спроса на электрическую энергию, в году t расчетного периода, тыс. кВт·ч, - перспективная электрическая нагрузка i-го инвестиционного проекта, учтенного в проектной траектории прогноза спроса на электрическую энергию, в году t расчетного периода при участии в максимальной электрической нагрузке энергосистемы субъекта Российской Федерации, МВт, i - индекс инвестиционного проекта, Н_техн - технологическое число часов использования технологической нагрузки, характерное для производства, предусмотренного i-м инвестиционным проектом, которое принимается в соответствии с Приложением 2, k_совм - коэффициент совмещения, определяемый в соответствии с методическими указаниями по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов, утвержденными приказом Минэнерго России от 06.05.2014 N 250, - коэффициент, учитывающий внутригодовой срок присоединения энергопринимающих устройств и набор их нагрузки (для производств, вводимых в эксплуатацию в году t), .

85. Прогнозная электрическая нагрузка проектной траектории в каждом году перспективного периода определяется суммированием электрических нагрузок по всем инвестиционным проектам в данном году:

, (102)

где - проектная траектория перспективной электрической нагрузки энергосистемы в году t расчетного периода, МВт.

86. Прогнозная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы субъекта Российской Федерации по каждому году расчетного периода определяется суммированием "базовой" и "проектной" траекторий:

, (103)

где - прогнозная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы субъекта Российской Федерации в году t расчетного периода.

87. Прогнозная максимальная электрическая нагрузка по технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам и изолированным энергоузлам субъектов Российской Федерации определяется в аналогичном порядке, в соответствии с пунктами 97 - 102.

88. Прогнозная максимальная электрическая нагрузка ОЭС или энергозоны каждого года расчетного периода определяется по следующей формуле:

, (104)

где - прогнозная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы r-го субъекта Российской Федерации в году t расчетного периода, - прогнозная максимальная электрическая нагрузка ОЭС (энергозоны) в году t расчетного периода, - средневзвешенный коэффициент совмещения электрической нагрузки энергосистемы r-го субъекта Российской Федерации на час прохождения максимальной электрической нагрузки ОЭС (энергозоны), R - число энергосистем субъектов Российской Федерации, входящих в состав ОЭС (энергозоны);

89. Средневзвешенный коэффициент совмещения электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации на час прохождения максимальной электрической нагрузки ОЭС (энергозоны) определяется по формуле:

, (105)

где r - индекс энергосистемы субъекта Российской Федерации, входящей в ОЭС (энергозону), t - порядковый номер года базового периода, P_{факт,ЭС} - отчетная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы r-го субъекта Российской Федерации, P_{совм,ЭС} - отчетная совмещенная электрическая нагрузка энергосистемы r-го субъекта Российской Федерации на час прохождения максимальной электрической нагрузки ОЭС (энергозоны).

90. Прогнозная максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России определяется по формуле:

, (106)

где - прогнозная максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России в году t расчетного периода, - средневзвешенный коэффициент совмещения электрической нагрузки v-ой ОЭС на час прохождения максимальной электрической нагрузки ЕЭС России, V - число ОЭС, входящих в состав ЕЭС России.

91. Средневзвешенный коэффициент совмещения электрической нагрузки ОЭС на час прохождения максимальной электрической нагрузки ЕЭС России определяется по формуле:

, (107)

где v - индекс ОЭС, t - порядковый номер года базового периода, P_{факт,ОЭС} - отчетная максимальная электрическая нагрузка ОЭС, P_{совм,ОЭС} - отчетная (совмещенная) электрическая нагрузка ОЭС на час прохождения максимальной электрической нагрузки ЕЭС России.

92. Уточнение прогноза спроса на собственные нужды электростанций выполняется при вводе (выводе из эксплуатации) объектов по производству электрической энергии установленной генерирующей мощностью 100 МВт и более (для ЕЭС России и входящих в нее энергосистем), установленной генерирующей мощностью, составляющей 5 % и более от максимальной электрической нагрузки энергосистемы (для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем).

93. Электрическая нагрузка собственных нужд электростанций в каждом году расчетного периода определяется по формуле:

, (108)

где - объем спроса на электрическую энергию собственных нужд генерирующего оборудования электростанций, учитываемый в прогнозе спроса на электрическую энергию, тыс. кВт.ч, - электрическая нагрузка собственных нужд электростанций, МВт, - число часов использования установленной мощности электростанций, которое принимается по данным документов перспективного развития электроэнергетики или в соответствии с Приложением 3.

94. Проверка прироста электрической нагрузки собственных нужд вновь вводимого и выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций по энергосистеме субъекта Российской Федерации проводится по следующему соотношению:

, (109)

где - электрическая нагрузка собственных нужд вновь вводимых и выводимых из эксплуатации блоков электростанций, которая определяется в соответствии с Приложением 4. Электрическая нагрузка собственных нужд выводимых из эксплуатации блоков электростанций в (109) принимается отрицательной; q - индекс вновь вводимой или выводимой из эксплуатации единицы генерирующего оборудования в году t расчетного периода.

95. Корректировка значения максимальной электрической нагрузки энергосистемы субъекта Российской Федерации, начиная с года ввода/вывода генерирующего оборудования, производится путем изменения на величину Р_корр, рассчитываемую по формуле

. (110)

96. Корректировка спроса на электрическую энергию Е в энергосистеме субъекта Российской Федерации, начиная с года изменения значения максимальной электрической нагрузки энергосистемы, производится путем изменения на величину Е, рассчитываемую по формуле:

Е = Р_корр·Н^СН. (111)

97. При невыполнении неравенства (110) необходимо провести корректировку уровня максимальных электрических нагрузок и объемов спроса на электрическую энергию энергосистемы субъекта Российской Федерации таким образом, чтобы неравенство (110) стало верно.

98. При планируемом вводе в эксплуатацию новых агрегатов гидроаккумулирующих электростанций (далее - ГАЭС) в объеме спроса на электрическую энергию энергосистемы соответствующего субъекта Российской Федерации дополнительно учитывается потребление электрической энергии на заряд ГАЭС в соответствии с принятыми сроками ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования. Объем спроса на электрическую энергию на заряд ГАЭС принимается в соответствии с проектными показателями.

99. С учетом уточнения прогноза спроса энергосистемы субъекта Российской Федерации на собственные нужды электростанций, уточняется прогноз спроса по ОЭС и ЕЭС России в соответствии с пунктами 91, 92, 104, 106.

100. Для разработанного прогноза спроса разрабатываются перспективные суточные графики электрической нагрузки.

101. Конфигурация перспективного суточного графика электрической нагрузки энергосистемы определяется на основе характерного суточного графика электрической нагрузки данной энергосистемы с учетом его возможного изменения в период прогнозирования за счет изменения состава потребителей или режимов потребления электрической энергии.

102. Характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы определяется путем усреднения почасовых относительных значений фактических суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы, рассчитанных в долях от величины максимальной нагрузки соответствующих суток, за базовый период.

103. Характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы:

а) зимнего рабочего дня определяется путем усреднения почасовых относительных значений фактических суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы за рабочие дни (исключая понедельник) недели с наибольшим максимумом электрической нагрузки в зимний период (январь, февраль, ноябрь, декабрь календарного года);

б) рабочего дня половодья определяется путем усреднения почасовых относительных значений фактических суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы за рабочие дни (исключая понедельник) месяца половодья (определяется гидрологическим режимом рек);

в) летнего рабочего дня определяется путем усреднения почасовых относительных значений фактических суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы за рабочие дни (исключая понедельник) месяца с минимальным месячным максимумом электрической нагрузки в летний период (июнь - август);

г) летнего воскресного дня определяется путем усреднения почасовых относительных значений фактических суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы за воскресные дни месяца с минимальным месячным максимумом электрической нагрузки в летний период (июнь - август).

104. Перспективный суточный график электрической нагрузки энергосистемы в абсолютных единицах определяется произведением конфигурации перспективного суточного графика электрической нагрузки энергосистемы и прогнозного максимума электрической нагрузки характерных суток.

105. Прогнозный максимум электрической нагрузки характерных суток определяется произведением прогнозного значения максимальной электрической нагрузки энергосистемы и коэффициента, отражающего отношение суточного максимума электрической нагрузки характерных суток к годовому максимуму электрической нагрузки энергосистемы, который определяется путем усреднения значений данных коэффициентов за базовый период.

106. Характерный график электрической нагрузки ЕЭС России (ОЭС, энергозоны) определяется суммированием характерных графиков электрической нагрузки входящих в них энергосистем субъектов Российской Федерации, синхронизированных на московское время.

III. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей

1. Целью обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в ЕЭС России является комплексная оценка масштабов нового строительства, расширения, реконструкции и модернизации (технического перевооружения), вывода из эксплуатации генерирующих мощностей разных типов, а также развития межсистемных электрических связей, исходя из критериев общественной эффективности для энергосистемы в целом, с учетом:

а) требований по обеспечению прогнозного спроса на электрическую энергию и мощность в ЕЭС России действующими и новыми генерирующими мощностями всех типов, включая потенциал собственных источников производства электрической энергии у потребителей, а также возможности межсистемных связей;

б) требований по обеспечению прогнозного спроса на централизованно производимую тепловую энергию в ЕЭС России;

в) факторов неопределенности будущих условий функционирования электроэнергетики в средне- и долгосрочной перспективе (далее - факторы неопределенности), в том числе:

динамики цен различных видов топлива;

динамики технико-экономических показателей генерирующих технологий под влиянием НТП;

динамики экологических требований и ограничений.

2. Обоснование перспективной структуры генерирующих мощностей в ЕЭС России выполняется:

а) при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики;

б) при мониторинге реализации генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики с учетом изменения условий ее реализации в части:

фактической динамики спроса на электрическую энергию и мощность;

динамики снижения мощности действующих электрических станций с учетом результатов конкурентных отборов мощности и приказов уполномоченного органа в сфере электроэнергетики о согласовании вывода из эксплуатации генерирующего оборудования;

динамики ввода генерирующих мощностей по реализуемым инвестиционным проектам (далее - вводы определившегося состава) с учетом результатов конкурентных отборов мощности.

3. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в ЕЭС России выполняется на основе:

а) прогноза спроса, разработанного в соответствии с разделом II методических указаний;

б) прогноза спроса на централизовано производимую тепловую энергию, формируемого с учетом актуальных на дату выполнения расчетов документов стратегического планирования, и схем теплоснабжения поселений, утвержденных в соответствии с требованиями, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 (далее - схемы теплоснабжения);

в) прогноза динамики экспорта и импорта электрической энергии и мощности, формируемого по предложениям организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции по купле-продаже электрической энергии (мощности), с учетом действующих и планируемых контрактов и их длительности;

г) типовых технико-экономических показателей рассматриваемых инвестиционных решений для генерирующих мощностей разного типа в соответствии с Приложением 3, формируемых на основе проектных и типизированных данных, в том числе зарубежных, а также актуальных прогнозов научно-технического развития;

д) прогноза цен различных видов топлива, используемых на тепловых электрических станциях, формируемого на основе актуального на дату выполнения расчетов долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации и иных документов стратегического планирования;

е) статистической информации из форм государственного и отраслевого статистического наблюдения в части производственных и экономических показателей функционирования электрических станций, технического состояния генерирующего оборудования;

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

з) информации о реализуемых или планируемых на момент выполнения расчетов инвестиционных решений на основании:

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

результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электрических станций;

результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов;

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

инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных уполномоченным органом в сфере электроэнергетики;

графика вывода из эксплуатации энергоблоков атомных электростанций по данным государственной корпорации по атомной энергии "Росатом";

приказов Минэнерго России о согласовании вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 N 484 (далее - приказы о согласовании вывода из эксплуатации).

4. Для обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей формируется расчетная многозонная модель ЕЭС России в виде совокупности энергозон и связей между ними. Деление ЕЭС России на энергозоны () в расчетной модели осуществляется в соответствии со следующими принципами:

а) границы энергозон определяются границами одной или совокупности нескольких смежных территориальных энергосистем, внутри которых принимается допущение об отсутствии ограничений на передачу мощности и неизменном уровне цен топлива;

б) пропускная способность межсистемных связей между энергозонами определяется на основе информации о фактической пропускной способности контролируемых сечений электрической сети с учетом планируемого на рассматриваемую перспективу усиления электрической сети в зоне влияния межсистемной связи.

5. При обосновании рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей:

а) расчетный период представляется в виде совокупности пятилетних временных интервалов g;

б) объекты электроэнергетики в зонах надежности представляются агрегировано, агрегирование существующих и новых электрических станций в генерирующие технологии разного типа () выполняется с учетом объективных различий в уровнях их топливных затрат и удельных капиталовложений.

6. Минимальная детализация рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей по типам генерирующих технологий выполняется по следующим признакам:

а) признак состояния оборудования: оборудование действующих электрических станций, не требующее инвестиционных решений (далее - действующие электростанции) или оборудование, вводимое в эксплуатацию или выводимое из эксплуатации в результате одного из типов инвестиционных решений:

новое строительство;

расширение производства;

реконструкция и модернизация (далее - техническое перевооружение);

вывод из эксплуатации.

б) признак вида первичного энергоресурса, используемого для производства электрической и тепловой энергии:

атомные электростанции;

гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции;

электростанции, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, с негарантированной мощностью (ветряные, солнечные);

электростанции, функционирующие на основе использования возобновляемых и нетрадиционных источников энергии, с гарантированной мощностью (тепловые станции на биомассе, сельскохозяйственных, твердых бытовых отходах и т.д.);

тепловые электрические станции на органическом ископаемом топливе - с выделением вида основного топлива.

в) признак типа генерирующего оборудования:

тепловые конденсационные агрегаты и энергоблоки (паросиловые, парогазовые, газотурбинные и прочие пиковые энергоустановки разной единичной мощности, далее - КЭС);

тепловые теплофикационные агрегаты и энергоблоки (паросиловые, парогазовые, газотурбинные и прочие) разной единичной мощности (далее - ТЭЦ), а также котельные;

разные типы энергоблоков атомных электростанций (далее - АЭС);

генерирующие объекты, функционирующие на основе ветра (далее - ВЭС);

генерирующие объекты, функционирующие на основе фотоэлектрического преобразования энергии солнца (далее - СЭС);

агрегаты и блоки гидроэлектростанций (далее - ГЭС) и ГАЭС.

г) признак крупности объектов генерации:

объекты малой генерации (установленной генерирующей мощностью до 25 МВт) с любыми типами генерирующего оборудования, в том числе находящиеся у потребителей электрической энергии;

прочие объекты генерации (установленной генерирующей мощностью 25 МВт и выше) с любыми типами генерирующего оборудования, функционирующие в составе ЕЭС России.

7. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в ЕЭС России включает в себя два последовательных этапа:

а) технико-экономическое сопоставление генерирующих технологий разного типа по показателю удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии с учетом влияния факторов неопределенности и с определением для каждой из них зон конкурентоспособности для каждого временного интервала g;

б) технико-экономическое обоснование масштабов развития генерирующих технологий разного типа с учетом эффективности развития межсистемных связей на основе многовариантных оптимизационных расчетов, выполняемых на расчетной многозонной модели ЕЭС России.

8. Показатель удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии (далее - LCOE), используемый для технико-экономического сопоставления на каждом временном интервале g генерирующих технологий разного типа i, рассматриваемых в энергозоне r с вводимой установленной электрической мощностью , рассчитывается как отношение суммарных дисконтированных затрат на строительство, эксплуатацию и последующий вывод из эксплуатации установленной мощности генерирующей технологии к суммарному дисконтированному отпуску электрической энергии за весь ее жизненный цикл, включая периоды строительства , эксплуатации и вывода из эксплуатации , по следующей формуле:

, (112)

где d - ставка дисконтирования, - капитальные вложения в год t, - топливная составляющая эксплуатационных затрат в год t, - условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат в год t, - затраты на вывод из эксплуатации в год t, - полезный отпуск электрической энергии в год t, равный объему ее годового производства, уменьшенному на величину потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды и рассчитываемый по формуле:

, (113)

где - число часов использования установленной мощности в год t, принимаемое в соответствии с Приложением 3, - коэффициент потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды в соответствии с Приложением 4.

9. Годовые значения составляющих суммарных затрат в формуле (112), определяются на основе удельных значений технико-экономических показателей для каждой рассматриваемой генерирующей технологии i в соответствии с Приложением 3:

а) величина капитальных вложений в год t рассчитывается по формуле:

, (114)

где - удельные капитальные вложения на единицу установленной мощности, - доля капитальных вложений в год t ();

б) суммарная величина капитальных вложений рассчитывается по формуле:

(115)

в) ежегодная величина условно-постоянной составляющей эксплуатационных затрат рассчитывается по формуле:

, (116)

где - удельные условно-постоянные затраты на единицу мощности.

г) суммарный объем затрат на вывод из эксплуатации задается в долях от суммарных капитальных вложений; при наличии проектных данных учитывается погодовое распределение затрат на вывод из эксплуатации (), а при их отсутствии срок мероприятий принимается равным году ():

. (117)

д) величина топливной составляющей эксплуатационных затрат для тепловых электростанций (далее - ТЭС) в год t рассчитывается на основе показателей топливной экономичности, стоимости топлива и годового отпуска электрической энергии по формуле:

, (118)

где - удельный расход топлива на отпуск электрической энергии, - цена топлива вида f в энергозоне r в год t;

е) величина топливной составляющей эксплуатационных затрат в год t для АЭС рассчитывается на основе показателя удельных затрат на ядерное топливо и годового отпуска электрической энергии по формуле:

. (119)

10. При расчете LCOE для генерирующих технологий, относящихся к ТЭЦ
(), дополнительно учитываются топливные затраты на производство тепловой энергии и выручка от продажи тепловой энергии:

, (120)

, (121)

где - удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии, - годовой отпуск тепловой энергии, - цена отпускаемой тепловой энергии в энергозоне r в год t, значение которой принимается по существующим тарифам для отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ или исходя из удельной дисконтированной стоимости тепловой энергии, отпускаемой новой котельной:

(122)

Значения составляющих годовых затрат в формуле (122) рассчитываются по формулам (114) - (117), (121) с использованием показателей тепловой мощности и годового отпуска тепловой энергии новой котельной вместо и соответственно. Для энергозон, расположенных в границах единой системы газоснабжения, в качестве топлива для новой котельной рассматривается природный газ, для остальных энергозон - энергетический уголь ближайшего бассейна.

11. При использовании типовых технико-экономических показателей генерирующих технологий разного типа для расчетов их LCOE по формуле (112) учитываются следующие особенности:

а) для каждого типа генерирующего оборудования в расчетах принимаются усредненные технико-экономические показатели для разных типоразмеров оборудования в рамках одного класса единичных мощностей;

б) если значения типовых технико-экономических показателей не учитывают территориальных различий в стоимости строительства по энергозонам r, они корректируются на соответствующие коэффициенты (или их произведение), принимаемые в соответствии с действующим законодательством:

(123)

в) изменение отдельных технико-экономических показателей генерирующей технологии в результате научно-технического прогресса по временным интервалам g, которое отражается в виде динамических массивов значений:

удельных капиталовложений ;

удельных расходов топлива ;

условно-постоянной составляющей эксплуатационных затрат для каждого временного интервала;

12. Сопоставление по LCOE и определение зон конкурентоспособности выполняется для групп генерирующих технологий, имеющих одинаковое энергетическое назначение в энергосистеме (далее - функциональные группы), включая (но не ограничиваясь):

а) новые базисные источники генерации, использующие различные виды энергии;

б) новые пиковые источники генерации, в том числе газотурбинные, газопоршневые установки, гидроаккумулирующие электростанции и другие типы накопителей электрической энергии;

в) новые ТЭЦ с блоками разной единичной мощности, а также котельные разной единичной тепловой мощности, включая электрокотельные, которые рассматриваются в рамках раздельной схемы теплоснабжения в комбинации с КЭС или АЭС;

г) варианты технического перевооружения действующих тепловых электрических станций, а также их замещение новым строительством;

д) ветровые и солнечные электростанции с учетом мероприятий по резервированию их мощности или повышению гарантированной выдачи мощности с использованием накопителей электрической энергии;

е) объекты малой генерации в сравнении со стоимостью поставки электрической энергии на розничный рынок.

13. При сопоставлении генерирующих технологий внутри одной функциональной группы () в каждой энергозоне r последовательно выполняются следующие действия:

а) для каждого временного интервала g генерирующие технологии ранжируются в порядке возрастания LCOE, и определяется базовая технология, имеющая минимальное значение LCOE, при этом на разных временных интервалах в качестве базовой могут выступать разные генерирующие технологии:

; (124)

б) для всего горизонта прогнозирования () определяется состав неконкурентоспособных генерирующих технологий, у которых LCOE на всех временных интервалах превышает LCOE базовой технологии более чем на 20%; генерирующие технологии, включенные в эту подгруппу и отвечающие условию, представленному ниже, не рассматриваются на следующем этапе обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей:

; (125)

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

; (126)

г) для каждой из генерирующих технологий, отвечающих условию (126), определяются диапазоны допустимого изменения значений рассматриваемых факторов неопределенности (цен топлива, удельных капиталовложений, годового числа часов использования установленной мощности), при которых сохраняется их конкурентоспособность:

, (127)

;

д) для базовой технологии, определенной по каждому временному интервалу g, диапазоны факторов неопределенности оцениваются аналогично формулам (127).

14. Для объектов малой генерации с любыми типами генерирующего оборудования зоны их конкурентоспособности определяются для каждой территориальной энергосистемы, при этом в качестве LCOE базовой технологии используется средневзвешенное значение розничной цены электрической энергии, принимаемое на основе отчетных данных о структуре потребления и уровнях розничных цен для отдельных групп потребителей, кроме населения, по уровням напряжения и индексируемое по временным интервалам g на основе параметров прогноза социально-экономического развития на среднесрочный или долгосрочный периоды. Для более точной оценки зон конкурентоспособности объектов малой генерации их LCOE может сопоставляться с розничной ценой электрической энергии для отдельных групп потребителей, кроме населения, по уровням напряжения.

15. При объединении результатов, полученных по формулам (127), по всем функциональным группам генерирующих технологий и энергозонам определяются итоговые диапазоны изменения факторов неопределенности, при дополнительном условии, что границы отклонений их значений не должны превышать 50% от исходных значений, использованных в расчетах удельной дисконтированной стоимости:

, (128)

16. В результате выполненного технико-экономического сопоставления генерирующих технологий разного типа по показателю LCOE формируется следующая информация для использования на этапе технико-экономического обоснования масштабов развития генерирующих технологий разного типа с использованием многозонной расчетной модели ЕЭС России:

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

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

17. Для технико-экономического обоснования масштабов развития генерирующих технологий разного типа в многозонной расчетной модели ЕЭС России методами линейного программирования решается оптимизационная задача, в которой математическое представление производственной структуры электроэнергетики характеризуется следующим составом переменных, определяемых в каждой энергозоне r на последний год каждого временного интервала g:

а) установленная электрическая мощность генерирующей технологии i, характеризующей действующие электростанции ( ):

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

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

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

на ближайшем временном интервале значение переменной фиксируется по результатам проведенных конкурентных отборов мощности на долгосрочный период в части действующих электростанций;

б) изменение в течение временного интервала g установленной мощности генерирующей технологии i, характеризующей действующие электростанции ( ), определяется условием:

, (129)

где - объем окончательно выводимой из эксплуатации действующей мощности генерирующей технологии i, - изменение мощности генерирующей технологии i₁, характеризующей инвестиционные решения по техническому перевооружению действующих электростанций ( ), - коэффициент изменения единичной мощности блока или агрегата при техническом перевооружении мощности действующей электростанции с применением генерирующей технологии i₁;

в) изменение в течение временного интервала g установленной мощности генерирующей технологии i₁, характеризующей инвестиционные решения по техническому перевооружению действующих электростанций ( ) определяется условием:

; (130)

г) установленная электрическая мощность генерирующей технологии i, характеризующей инвестиционные решения по новому строительству ():

значение переменной ограничивается снизу в соответствии вводами генерирующей мощности к концу временного интервала g в соответствии с реализуемыми или принятыми к реализации инвестиционными решениями, определенными в подпунктах ж) и з) пункта 125;

значение переменной может быть ограничено сверху на основе данных о предельных возможностях смежных отраслей по поставкам энергетического оборудования и выполнения строительных работ;

изменение в течение временного интервала g установленной мощности определяется условием, аналогичным (130);

д) объем производства электрической энергии генерирующей технологией i в энергозоне r на последний год каждого временного интервала g представляется в виде линейной комбинации годовых режимов функционирования j, каждому из которых соответствуют показатели годового числа часов использования установленной мощности и удельного расхода топлива :

, (131)

; (132)

е) объемы передачи мощности и электрической энергии по существующей межсистемной связи между энергозонами r и s на последний год каждого временного интервала g:

объем передачи мощности ограничивается сверху величиной пропускной способности межсистемной связи , которая может изменяться для разных временных интервалов с учетом строительства и реконструкции объектов электросетевого хозяйства, влияющих на пропускную способность межсистемной связи:

, (133)

объем передачи электроэнергии ограничивается условием:

, (134)

где - коэффициент, учитывающих снижение пропускной способности межсистемной связи в течение года из-за плановых и внеплановых простоев, определяемый на основе отчетных данных;

ж) объемы передачи мощности и электрической энергии по новой межсистемной связи между энергозонами на последний год временного интервала g. Значения этих переменных связаны между собой условиями, аналогичными (133) и (134). При этом для переменной передачи мощности вводится дополнительное ограничение по верхней границе, равное величине пропускной способности новой связи , а также уравнение изменения пропускной способности новой связи в течение временного интервала g, аналогичное (129):

, (135)

; (136)

з) установленная тепловая мощность новых котельных (), рассматриваемых в качестве замыкающих источников тепловой энергии; соответствующие им переменные для двух последовательных временных интервалов связаны условиями, аналогичными (129):

. (137)

18. Для поиска оптимальных значений переменных, указанных в пункте 139, при решении оптимизационной задачи используется целевая функция, отражающая экономический критерий минимума суммарных дисконтированных затрат на обеспечение прогнозного спроса на электрическую энергию, потребности в мощности и централизованно отпускаемой от электрических станций тепловой энергии в ЕЭС России. При этом для учета в целевой функции продленного эффекта от выбираемых инвестиционных решений расчетный период () выбирается на 15 - 20 лет более продолжительным, чем период прогнозирования ():

, (138)

где - капитальные вложения соответственно в модернизацию, реконструкцию, строительство новых генерирующих мощностей и развитие межсистемных связей на временном интервале g, - условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат генерирующих мощностей на временном интервале g, - топливная составляющая эксплуатационных затрат генерирующих мощностей на временном интервале g, - составляющая затрат на компенсацию потерь электрической энергии и мощности при передаче по межсистемным связям на временном интервале g.

19. Годовые значения составляющих суммарных затрат, представленные в формуле (138), определяются на основе удельных значений технико-экономических показателей для каждой рассматриваемой генерирующей технологии i и межсистемной связи между энергозонами r и s:

а) капитальные вложения в новое строительство, модернизацию и реконструкцию действующих электростанций на временном интервале g рассчитываются для переменной изменения установленной мощности каждой генерирующей технологии в течение временного интервала g по формуле:

, (139)

где - удельные капиталовложения на единицу установленной мощности, - поправочный коэффициент при дисконтировании капитальных вложений, учитывающий допущение о равномерном распределении вводимой мощности в течение пятилетнего периода между окончанием временных интервалов g-1 и g и капиталовложений в течение срока строительства;

б) капитальные вложения в развитие межсистемных связей и строительство новых котельных на временном интервале g рассчитываются по формуле (139) соответственно для переменных прироста пропускной способности новой связи и переменных прироста тепловой мощности котельных в течение временного интервала g с соответствующими показателями удельных капиталовложений;

в) условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат генерирующих технологий на временном интервале g рассчитывается для переменной их установленной мощности по формуле:

(140)

где - удельные условно-постоянные затраты на единицу мощности, - поправочный коэффициент при дисконтировании условно-постоянной составляющей эксплуатационных затрат, учитывающий допущение о равномерном изменении установленной мощности в пятилетний период между окончанием временных интервалов g и g-1 (для новых котельных расчет выполняется аналогично формуле (140) для переменной );

г) топливная составляющая эксплуатационных затрат генерирующей технологии i, относящейся к тепловым электростанциям () и использующей топливо f, на временном интервале g, рассчитывается исходя из суммарного расхода топлива и его цены в энергозоне r:

, (141)

, (142)

где - удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой (для ТЭЦ) энергии при годовом режиме j, - коэффициент потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, - удельный отпуск тепловой энергии на единицу установленной мощности ТЭЦ в режиме j, - поправочный коэффициент при дисконтировании топливной составляющей эксплуатационных затрат, учитывающий допущение о равномерном изменении установленной мощности и цен топлива в пятилетний период между окончанием временных интервалов g и g-1;

при использовании рассматриваемой генерирующей технологией i два и более видов топлива в формуле (141) применяется показатель средневзвешенной цены топлива , значение которого рассчитывается с учетом доли каждого вида топлива () в общем объеме его потребления по формуле:

; (143)

для новых котельных, использующих топливо f, значение топливной составляющей эксплуатационных затрат рассчитывается по формуле (141), при этом расход топлива рассчитывается по формуле:

(144)

где - удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от котельной, - годовое число часов использования установленной тепловой мощности котельной;

д) топливная составляющая эксплуатационных затрат генерирующей технологии i, относящейся к атомным электростанциям (), на временном интервале g рассчитывается, исходя из показателя удельных затрат на ядерное топливо :

; (145)

е) составляющая затрат на компенсацию потерь электрической энергии и мощности при передаче по межсистемным связям на временном интервале g рассчитывается для переменных объемов передачи электрической энергии и мощности по действующим и новым связям по формуле:

, (146)

где , - коэффициенты потерь при передаче электрической энергии и мощности в сетях ЕНЭС, принимаемые на основе отчетных данных, , - средневзвешенные цены покупки электрической энергии и мощности для компенсации потерь в сетях ЕНЭС, принимаемые по отчетным данным о закупке электрической энергии для компенсации потерь в сетях и ее стоимости, по данным организации по управлению ЕНЭС, - поправочный коэффициент при дисконтировании затрат на потерь электрической энергии и мощности, учитывающий допущение о равномерных объемах передачи электрической энергии и мощности по межсистемным связям в пятилетний период между окончанием временных интервалов g и g-1;

20. Поиск оптимальных значений переменных при решении оптимизационной задачи осуществляется с учетом выполнения системы уравнений, определяющих условия развития ЕЭС России на каждом временном интервале g:

а) условие баланса активной мощности в энергозоне r имеет вид:

, (147)

где - прогнозная потребность в мощности в энергозоне r, определяемая в соответствии с пунктом 176, - коэффициент участия мощности генерирующей технологии i в балансе на час максимума нагрузки, который отражает отношение ее располагаемой мощности к установленной мощности; величина располагаемой мощности для разных типов генерирующих технологий определяется в соответствии пунктом 179.

б) условие годового баланса электрической энергии в энергозоне r имеет вид:

, (148)

где - прогнозный годовой объем спроса на электрическую энергию в энергозоне r с учетом прогнозной величины сальдо импорта-экспорта электрической энергии;

в) условие сбалансированности объемов годового производства и потребления централизованно производимой тепловой энергии от ТЭЦ, учитывающее технологические связи электроэнергетики с системой теплоснабжения, формируется по каждой энергозоне r с учетом конкуренции между новыми ТЭЦ и котельными:

, (149)

где - прогнозный годовой объем спроса на тепловую энергию, отпускаемую ТЭЦ в энергозоне r;

г) условие по предельным объемам поставки отдельных видов топлива на тепловые электрические станции с учетом ограниченности ресурсов топливных баз или транспортных коридоров формируются по энергозонам или более крупным территориям, объединяющим несколько энергозон:

, (150)

где - предельный годовой объем поставки топлива вида f на тепловые электрические станции энергозоны r;

д) ограничения по предельным объемам эмиссии загрязняющих веществ разного типа e для электростанций энергозоны r определяются по следующей формуле:

, (151)

где - предельный годовой объем выбросов загрязняющих веществ типа e на тепловых электрических станциях энергозоны r, - удельный выброс загрязняющих веществ типа e при использовании топлива типа f генерирующей технологией i;

е) для временных интервалов за пределами периода прогнозирования ( ) значения потребности в мощности , годового спроса на электрическую энергию и отпуска тепловой энергии от ТЭЦ , предельные объемы поставки топлива и объемы эмиссии загрязняющих веществ () принимаются равными значениям этих показателей на последнем временном интервале периода прогнозирования ().

21. При решении задач по определению эффективных объемов производства электроэнергии с использованием технологий малой генерации, включая комбинированное производство электрической и тепловой энергии (), требуется дополнительная детализация уравнений, представленных в пункте 142 по каждой территориальной энергосистеме z в составе энергозоны r:

а) условие годового баланса электроэнергии в энергозоне r представляется в виде системы уравнений:

, (152)

где - средний коэффициент потерь при передаче электрической энергии в сетях территориальной энергосистемы z, принимаемый на основе отчетных данных, - переменная, характеризующая объем электрической энергии, отпускаемый в сеть территориальной энергосистемы z, - прогнозный годовой объем спроса на электрическую энергию в территориальной энергосистеме z энергозоны r, скорректированный на заданную прогнозную величину сальдо импорта-экспорта электрической энергии;

б) условие сбалансированности объемов годового производства и потребления централизованно производимой тепловой энергии на ТЭЦ в энергозоне r представляется в виде системы уравнений:

, (153)

где - средний коэффициент потерь при передаче тепловой энергии в сетях территориальной энергосистемы z, принимаемый на основе отчетных данных, - переменная, характеризующая отпуск тепла от ТЭЦ и котельных в тепловые сети, расположенные в территориальной энергосистеме z, - прогнозный годовой объем спроса на тепловую энергию, отпускаемую ТЭЦ в каждой территориальной энергосистеме z энергозоны r, - множества технологий котельных, рассматриваемых в качестве конкурирующих (альтернативных) источников тепла для ТЭЦ, не относящихся к технологиям малой генерации () и относимых к ним ( ) соответственно.

в) в состав целевой функции, определяемой формулой (138), дополнительно включаются затраты на передачу электрической и тепловой энергии в территориальных энергосистемах z в виде следующих слагаемых:

, (154)

где - средневзвешенное значение тарифа на услуги по передаче электрической энергии по сетям территориальной энергосистемы z, принимаемое на основе отчетных данных о структуре потребления и уровнях розничных цен для отдельных групп потребителей, кроме населения, по уровням напряжения и индексируемое по временным интервалам g на основе параметров прогнозов социально-экономического развития на средне- и долгосрочный периоды, - средневзвешенное значение тарифа на услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям в границах территориальной энергосистемы, рассчитанное на основе отчетных данных о средних значениях одноставочных тарифов на тепловую энергию, поставляемую потребителям, и средних значениях тарифов на коллекторах ТЭЦ.

22. Для обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей с учетом действия факторов неопределенности с использованием расчетной многозонной модели ЕЭС России выполняются многовариантные оптимизационные расчеты при варьировании значений факторов неопределенности в диапазонах, полученных в соответствии с пунктом 137:

а) для каждого фактора неопределенности выделяется не менее пяти его характерных значений (крайние, среднее, промежуточные - с учетом заданной функции распределения вероятности);

б) для выделенных значений факторов неопределенности формируется представительный набор их сочетаний, при этом допускается применение стохастических методов (например, Монте-Карло);

в) для каждого сочетания значений всех факторов неопределенности выполняется минимизация целевой функции (138) при ограничениях (147) - (151), указанных в пункте 142, по результатам которой определяются значения переменных, указанных в пункте 139.

23. По результатам статистической обработки результатов расчетов, выполненных в соответствии с пунктом 144, определяются следующие показатели рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей по каждой энергозоне r для каждого временного интервала g:

а) величина установленной мощности ГЭС принимается равной сумме математического ожидания значения суммарных вводов их мощности с корректировкой по проектной мощности отдельных электрических станций и действующей мощности ГЭС;

б) величина установленной мощности АЭС принимается равной сумме математического ожидания значений суммарных вводов их мощности с корректировкой по единичной мощности энергоблоков и действующей мощности АЭС, остающейся в эксплуатации;

в) величина установленной мощности ВИЭ-электростанций принимается равной сумме математического ожидания суммарных вводов их мощности с учетом принятых инвестиционных решений и действующей мощности ВИЭ-электростанций;

г) величина установленной мощности ТЭЦ принимается равной математическому ожиданию суммарных значений вводов их мощности и действующей мощности ТЭЦ, остающейся в эксплуатации;

д) величина установленной мощности действующих КЭС принимается равной разности ее значения на начало расчетного периода и математического ожидания суммарных значений выводимой из эксплуатации мощности действующих КЭС;

24. С использованием расчетной многозонной модели ЕЭС России выполняется повторная минимизация целевой функции (138) при ограничениях (147) - (151), указанных в пункте 142, и фиксированных значениях переменных установленной мощности для всех генерирующих технологий, указанных в пункте 145. По результатам расчетов в каждой энергозоне r для каждого временного интервала g определяются остальные составляющие рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей:

а) величина получения/выдачи мощности по межсистемным связям, в том числе новым;

б) величина вводов новой мощности КЭС;

в) величина установленной мощности КЭС принимается равной сумме значений вводов мощности КЭС и мощности действующих КЭС, определенной в соответствии с подпунктом д) пункта 145.

25. Проверка соответствия рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей прогнозируемым режимам потребления электрической энергии в ЕЭС России выполняется путем формирования балансов мощности по отдельным энергозонам для часов минимальной и максимальной электрической нагрузки для характерных суток зимнего и летнего рабочего дня на последний год каждого временного интервала g в соответствии с разделом V методических указаний.

26. При невозможности обеспечения прогнозного регулировочного диапазона проводится корректировка рациональной перспективной структуры, обеспечивающая необходимый регулировочный диапазон за счет следующих мер:

а) замещения генерирующих технологий с низкими показателями маневренности другими генерирующими технологиями с более высокими показателями маневренности;

б) увеличения пропускной способности межсистемных связей для выдачи избыточной мощности в часы минимальной нагрузки;

в) повышения минимальной электрической нагрузки за счет строительства гидроаккумулирующих электростанций или использования иных типов накопителей электрической энергии.

27. Для выбора наиболее эффективной меры из перечисленных в пункте 148 с использованием расчетной многозонной модели ЕЭС России выполняется повторная минимизация целевой функции (138) при ограничениях (147) - (151), при этом:

а) значения переменных установленной мощности для генерирующих технологий и объемов передачи мощности по новым и действующим межсистемным связям, которые не рассматриваются в пункте 148, принимаются фиксированными значениями, определенными по результатам выполнения пунктов 145 и 146;

б) для генерирующих технологий и межсистемных связей, указанных в пункте 148, значения, определенные по результатам выполнения пунктов 145 и 146, корректируются на величину генерирующей мощности или пропускной способности межсистемных связей, предложенной в пункте 148.

в) в качестве наилучшего варианта корректировки рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей выбирается вариант с наименьшим значением целевой функции.

28. Обоснование присоединения технологически изолированных энергорайонов и территориальных электроэнергетических систем к ЕЭС России производится в рамках формирования рациональной перспективной генерирующих мощностей, при этом:

а) планируемые к присоединению технологически изолированные энергорайоны и территориальные электроэнергетические систем моделируются в многозонной расчетной модели ЕЭС России отдельными энергозонами;

б) линии электропередачи, сооружение которых предлагается для присоединения технологически изолированных энергорайонов и территориальных электроэнергетических систем, моделируются новыми межсистемными связями в соответствии с подпунктом ж) пункта 139;

в) рекомендуемая пропускная способность указанных линий электропередачи определяется в соответствии с подпунктом а) пункта 146.

29. Рациональная перспективная структура генерирующих мощностей используется при решении следующих задач в рамках методических указаний:

а) при комплексном обосновании районов размещения новых объектов генерации - в части рекомендуемых типов генерирующих мощностей в различных энергозонах;

б) при формировании перспективных балансов мощности - в части соотношения генерирующих технологий разных типов в приходной части баланса мощности;

в) при планировании основной электрической сети - в части рекомендаций по развитию межсистемных электрических связей.

IV. Комплексное обоснование размещения новых генерирующих мощностей

1. Целью обоснования районов размещения новых генерирующих мощностей является формирование экономически обоснованных предложений по составу и размещению новых объектов по производству электрической энергии в ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.

2. Обоснование районов размещения новых генерирующих мощностей выполняется:

а) при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики - на основе рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей ЕЭС России с учетом развития межсистемных электрических связей;

б) при разработке схемы и программы развития ЕЭС России и схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации - на основе генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики с учетом прогнозируемых балансов мощности энергозон, объединенных и территориальных энергосистем.

3. Обоснование 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.

4. Обоснование районов размещения новых генерирующих мощностей выполняется на основе:

а) типовых технико-экономических показателей генерирующих технологий разного типа, принятых в соответствии с подпунктом г) пункта 125;

б) материалов проектов по расширению действующих и строительству новых электростанций;

в) укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства, утвержденных приказом Минэнерго России от 17.01.2019 N 10 (далее - УНЦ);

г) прогноза цен различных видов топлива, используемых на тепловых электрических станциях, принятых в соответствии с подпунктом д) пункта 125.

5. Возможные районы размещения новых генерирующих мощностей определяются на основе существующих и регулярно актуализируемых фондовых материалов, включая:

а) кадастры площадок размещения АЭС и ТЭС;

б) предложения органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации по размещению генерирующих мощностей;

в) схемы использования гидроэнергетических ресурсов рек и кадастра перспективных створов водохранилищ;

г) карты (атласы) размещения возобновляемых ресурсов с выделением районов, характеризующихся наибольшим уровнем ветропотенциала и инсоляции, обеспечивающих коэффициенты использования установленной мощности выше среднего по рассматриваемой территории.

6. При отсутствии или недостаточности указанных в пункте 156 данных необходимо рассматривать не менее двух вариантов размещения электростанции, различающихся по географическому положению внутри рассматриваемой территории.

7. Местоположение и возможная мощность новых объектов по производству электрической энергии определяются с учетом:

а) для ТЭС и АЭС - с учетом возможности их размещения (наличие территории, источника технического водоснабжения), доставки топлива, соблюдения норм и требований по охране окружающей среды и радиационной безопасности, установленных действующим законодательством;

б) для ГЭС и ГАЭС - с учетом возможности их размещения (наличие водных ресурсов и свободных территорий) и соблюдения норм и требований по охране окружающей среды, установленных действующим законодательством.

8. При обосновании районов размещения для генерирующей технологии типа i формируются варианты n размещения нового генерирующего оборудования на рассматриваемой территории с учетом сопутствующих сетевых решений (схем выдачи мощности), включая:

а) размещение мощностей генерирующей технологии типа i на возможных площадках, в том числе на новых площадках или на площадках действующих электростанций (расширение действующих электростанций);

б) размещение мощностей генерирующей технологии другого типа, в том числе на новых площадках или площадках действующих электростанций, при условии, что данный тип генерирующей технологии также присутствует в рациональной перспективной структуре генерирующих мощностей в рассматриваемой энергозоне.

9. Для энергозон в составе ЕЭС России суммарная мощность новых объектов по производству электрической энергии в каждом рассматриваемом варианте должна соответствовать мощности, полученной при определении рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в соответствии с разделом III методических указаний с учетом возможного отклонения вследствие дискретности единичной мощности агрегатов и блоков.

10. Выбор состава и единичной мощности нового генерирующего оборудования для варианта n размещения выполняется на основе:

а) необходимых объемов мощности рассматриваемой генерирующей технологии, определившихся при формировании рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей с учетом развития электрических связей и возможного отклонения за счет дискретности единичной мощности энергоблока;

б) возможных типов агрегатов (энергоблоков) рассматриваемой генерирующей технологии с учетом их единичной мощности и конструктивных особенностей;

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

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

д) электрических параметров генераторов энергоблоков.

11. Единичная мощность агрегата (энергоблока) не должна превышать значения мощности, потеря которой допустима по условию сохранения устойчивости электростанции для нормальной и основных ремонтных схем в соответствии с требованиями методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 (далее - методические указания по устойчивости энергосистем).

12. При выборе состава и единичной мощности нового генерирующего оборудования для варианта n размещения оценивается:

а) влияние новых агрегатов (энергоблоков) на уровень нормативного резерва мощности в энергосистеме;

б) техническая возможность участия генерирующего оборудования в регулировании неравномерности суточного графика электрической нагрузки энергосистемы с учетом требований пункта 201;

в) возможность обеспечения требуемого годового объема выработки электрической энергии.

13. По результатам оценки, указанной в пункте 163, определяется необходимость сооружения (поддержания в эксплуатации) в энергосистеме дополнительных генерирующих мощностей или накопителей электрической энергии (включая ГАЭС).

14. Для каждого рассматриваемого варианта n размещения нового генерирующего оборудования выполняется предварительная (укрупненная) проработка сопутствующих решений по развитию электрической сети для выдачи мощности в привязке к существующим или вновь сооружаемым подстанциям соответствующего класса напряжения с определением:

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

б) объемов ввода трансформаторных мощностей подстанций;

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

. (155)

15. При сравнении рассматриваемых вариантов размещения нового генерирующего оборудования предпочтительным является использование 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. В отсутствие проектных показателей применяются типовые технико-экономическое показатели в соответствии с подпунктом г) пункта 125, которые корректируются с учетом территориального изменения стоимости строительства в соответствии с подпунктом б) пункта 133;

16. Для каждого из рассматриваемых вариантов n размещения нового генерирующего оборудования на основе технико-экономических показателей и в соответствии с пунктами 130 и 131, а также с учетом капитальных вложений на сопутствующие объекты электросетевого хозяйства, рассчитанные в соответствии с формулой (155), рассчитывается показатель удельной дисконтированной стоимости электрической энергии для условий временного интервала g*, в котором требуется ввод их мощности:

, (156)

при этом стоимость дополнительных мероприятий, обоснованных с учетом пункта 164, учитывается в соответствующих составляющих формулы (156): в составе капитальных вложений и составляющей условно-постоянных эксплуатационных затрат по вводимым генерирующим мощностям.

17. Варианты размещения нового генерирующего оборудования сравниваются по показателю удельной дисконтированной стоимости электрической энергии, рассчитанному по формуле (156), при этом в качестве рекомендуемого выбирается вариант с его минимальным значением .

18. При разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики проводится расширенное обоснование районов размещения новых объектов по производству электрической энергии установленной генерирующей мощностью, равной 500 МВт и более, с учетом оценки их влияния на значения конкурентных цен электрической энергии.

V. Балансы мощности энергосистем

1. Балансы мощности энергосистем разрабатываются с учетом максимальной реализации преимуществ параллельной работы территориальных энергосистем и их объединений в целях обеспечения скоординированного и экономически обоснованного развития генерирующих мощностей и межсистемных электрических связей.

2. Балансы мощности на час собственного годового максимума электрической нагрузки энергосистемы формируется в целях:

а) определения соответствия планируемого развития генерирующих мощностей в энергосистеме прогнозируемой динамике потребности в мощности с учетом обеспечения нормативного резерва мощности;

б) определения объемов расчетного дефицита (или избытка) мощности энергосистемы и обоснования мер по их снижению;

в) проверки соответствия пропускной способности электрической сети прогнозным значениям перетоков мощности.

3. Балансы мощности для иных характерных установившихся режимов работы энергосистемы формируется в целях:

а) разработки балансовой ситуации для расчета режимов работы электрической сети энергосистемы, в том числе определения необходимых объемов выдачи или получения мощности энергосистемой с учетом неравномерности суточных графиков электрических нагрузок и пропускной способности электрических сетей;

б) проверки технической возможности участия генерирующего оборудования в регулировании неравномерности суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы.

4. В целях определения перетоков мощности по межсистемным электрическим связям при формировании балансов мощности ЕЭС России на час годового максимума электрической нагрузки формируются балансы мощности входящих в нее ОЭС и энергозон на час совмещенного с ЕЭС России максимума электрической нагрузки.

5. При формировании балансов мощности энергосистем на час собственного годового максимума электрической нагрузки принимается, что указанный максимум достигается в декабре, за исключением энергосистем, характеризующихся максимумом электрической нагрузки в летний период.

6. Балансы мощности формируются на основе:

а) показателей баланса электрической энергии и мощности энергосистемы за базовый период;

б) структуры генерирующих мощностей на расчетный период в соответствии с результатами обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей и обоснования размещения новых генерирующих мощностей, выполненных в соответствии с разделами III и IV методических указаний соответственно, или последней утвержденной генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики;

в) прогноза спроса и перспективного суточного графика электрической нагрузки энергосистемы;

г) прогноза экспорта и импорта электрической энергии и мощности;

д) информации, указанной в подпунктах в), д) и е) пункта 125;

е) фактических и паспортных характеристик действующего генерирующего оборудования, проектных характеристик нового генерирующего оборудования (установленная мощность, ограничения мощности, длительно допустимое превышение над установленной мощностью, технический минимум);

ж) информации о планируемых объемах и сроках изменения мощности действующих электростанций, а также об объемах и размещении вновь вводимых генерирующих мощностей на основе информации, указанной в подпункте з) пункта 125;

з) суточных характеристик изменения мощности действующих, строящихся и проектируемых солнечных электростанций в зависимости от интенсивности солнечного излучения (уровня инсоляции) для каждого месяца года;

и) суточных характеристик, а также интегральных месячных характеристик изменения мощности действующих, строящихся и проектируемых ветряных электростанций в зависимости от скорости ветра для каждого месяца года;

й) максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети;

к) водно-энергетических показателей действующих и намечаемых к вводу гидроэлектростанций (среднесуточная и базовая мощность для расчетных гидрологических условий (маловодный и средневодный год)) для каждого месяца года.

7. Потребность энергосистемы в мощности () определяется как сумма прогнозных значений собственной максимальной электрической нагрузки энергосистемы (), нормативного резерва генерирующих мощностей () и сальдо экспорта-импорта мощности в энергосистемы зарубежных стран ():

(157)

8. При формировании балансов мощности ЕЭС России, ОЭС, выделяемых в их составе энергозон, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем величина нормативного резерва генерирующих мощностей определяется в соответствии с разделом VI. При формировании балансов мощности территориальных энергосистем, энергосистем субъектов Российской Федерации в составе ЕЭС России и отдельных энергорайонов в составе территориальных энергосистем величина нормативного резерва генерирующих мощностей принимается в объеме располагаемой мощности (на час собственного максимума электрической нагрузки) наиболее крупной единицы генерирующего оборудования, расположенной в данной территориальной энергосистеме (энергорайоне). Величина нормативного резерва генерирующих мощностей принимается в объеме располагаемой мощности двух наиболее крупных единиц генерирующего оборудования, расположенных в данной территориальной энергосистеме (энергорайоне), при наличии необходимости проведения плановых ремонтов генерирующего оборудования в период прохождения годового максимума электрической нагрузки. Указанная необходимость должна быть обоснована объективными факторами, к которым относится высокая плотность годового графика электрической нагрузки территориальной энергосистемы (энергорайона) или большая длительность проведения планового ремонта отдельных единиц генерирующего оборудования (более 8 месяцев).

9. Установленная генерирующая мощность (далее - установленная мощность) электростанций () в энергосистеме на расчетных период определяется номинальными параметрами генерирующего оборудования электростанций на основе информации, указанной в подпункте е) пункта 175.

10. Располагаемая мощность электростанций () принимается равной установленной мощности электростанций, сниженной на величину ограничений мощности () и увеличенной на фактическую величину длительно допустимого превышения над номинальной мощностью отдельных агрегатов ():

(158)

11. Ограничения мощности () на действующих электростанциях (кроме ВЭС, СЭС) принимаются в соответствии с фактическими данными о состоянии оборудования и его параметрах. Ограничения мощности подразделяются на:

а) технические ограничения;

б) сезонные ограничения;

в) временные ограничения.

12. Технические ограничения мощности - вынужденное снижение установленной мощности генерирующего оборудования из-за технической неисправности его узлов или технической неисправности технологически связанного с ним оборудования. Причинами технических ограничений электрической мощности могут быть:

а) износ оборудования, отработавшего расчетный ресурс;

б) работа котлов на непроектном топливе;

в) конструктивные дефекты основного и вспомогательного тепломеханического, гидротехнического, электротехнического оборудования зданий и сооружений электростанций;

г) дополнительные требования по защите окружающей среды.

13. Сезонные ограничения мощности - снижение установленной мощности генерирующего оборудования из-за действия внешних сезонно повторяющихся факторов. Причинами сезонных ограничений электрической мощности могут быть:

а) сезонные изменения нагрузок на турбоагрегатах, работающих по тепловому графику;

б) ухудшение вакуума в конденсаторах турбоагрегатов, вызванного повышением в летний период температуры охлаждающей воды в системе циркуляционного водоснабжения электростанции;

в) проектная сезонная сработка водохранилищ действующих ГЭС;

г) снижение нагрузок в зимний период вследствие ледового подпора;

д) снижение нагрузок в зимний период ГЭС, работающих на водотоке (без водохранилищ) в соответствии с проектом;

е) снижение нагрузок вследствие подпора в нижнем бъефе при пропуске паводка.

14. Временные ограничения мощности - вынужденное снижение мощности генерирующего оборудования из-за различных организационно-технических причин, которые возможно устранить в течение определенного периода времени. Причинами временных ограничений электрической мощности могут быть:

а) срабатывание водохранилищ по требованию других водопользователей (по условиям ирригации, рыбного хозяйства, судоходства и др.), приточности ниже расчетной (недостаток гидроресурсов);

б) недостаток тепловых нагрузок на турбинах типа Р в зимний период;

в) недостаточная пропускная способность межсистемных электрических связей, определяющих режим работы и уровень нагрузок оборудования электростанций;

г) кратковременное ухудшение эксплуатационного состояния оборудования (эксплуатационное недоиспользование мощности), возникающее в период между профилактическими ремонтами (занос поверхностей нагрева котлов, конденсаторов, турбин, дефекты вспомогательного оборудования и др.);

д) ограничения поставок топлива;

е) освоение вновь вводимого генерирующего оборудования;

ж) ухудшение качества топлива;

з) длительная консервация. оборудования или его реконструкция, в том числе по результатам конкурсных отборов проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций.

15. Для вновь вводимого генерирующего оборудования АЭС, ТЭС, ГАЭС располагаемая мощность принимается равной установленной.

16. Для планируемых к сооружению ГЭС располагаемая мощность определяется на основе проектных водно-энергетических показателей с учетом планируемых сроков ввода в эксплуатацию гидроагрегатов и проектных графиков наполнения водохранилищ.

17. Располагаемая мощность СЭС принимается для каждого месяца в соответствии с суточной характеристикой изменения мощности СЭС, при отсутствии указанной характеристики принимается равной нулю. В балансе мощности на час собственного годового максимума электрической нагрузки располагаемая мощность СЭС учитывается только для энергосистем (энергорайонов), характеризующихся максимумом электрической нагрузки в летний период.

18. Располагаемая мощность ВЭС принимается для каждого месяца в соответствии с суточной характеристикой изменения мощности ВЭС; при отсутствии указанной характеристики принимается в размере 10 % от установленной мощности ВЭС. В балансе мощности на час собственного годового максимума электрической нагрузки располагаемая мощность ВЭС принимается равной гарантированной мощности, соответствующей 95 % обеспеченности мощности в соответствии с интегральной месячной характеристикой изменения мощности ВЭС; при отсутствии указанной характеристики принимается в размере 10 % от установленной мощности ВЭС.

19. Суточные ограничения мощности ГЭС () изменяются в течение суток и определяются для каждого расчетного часа суток разностью располагаемой мощности ГЭС (), мощности ее участия в покрытии электрической нагрузки энергосистемы () и резерва мощности ГЭС, определяемого на основе водно-энергетических показателей:

(159)

В энергосистемах с долей ГЭС в структуре установленной мощности, равной 30 % и выше, балансы мощности могут формироваться для различных гидрологических условий (средневодный и маловодный год). При формировании баланса мощности на час собственного годового максимума электрической нагрузки энергосистемы, суточные ограничения ГЭС определяются для условий расчетного маловодного года.

Мощность участия ГЭС в покрытии электрической нагрузки энергосистемы определяется в соответствии с подпунктом в) пункта 202.

20. Мощность генерирующего оборудования, планируемого к вводу в эксплуатацию в расчетном году, учитывается при формировании баланса мощности только в случае, если срок ввода в эксплуатацию указанного оборудования наступает ранее периода, для которого формируется баланс мощности. Мощность генерирующего оборудования, планируемого к вводу в эксплуатацию в четвертом квартале расчетного года, при формировании баланса мощности не учитывается.

21. Мощность электростанций для обеспечения покрытия потребности энергосистемы в мощности () определяется располагаемой мощностью электростанций за вычетом суточных ограничений мощности ГЭС (), мощности генерирующего оборудования, вводимого в эксплуатацию после прохождения собственного максимума электрической нагрузки и в четвертом квартале расчетного года (), и ограничений на выдачу мощности внутри энергосистемы из-за недостаточной пропускной способности электрической сети ():

(160)

22. Избыток (дефицит) мощности энергосистемы определяется разностью мощности электростанций для обеспечения покрытия потребности энергосистемы в мощности и потребности энергосистемы в мощности.

(161)

23. Для энергосистем с дефицитом мощности () определяются объемы мощности, которые возможно получить из других энергосистем с избытком мощности с учетом пропускной способности электрической сети. При выявлении непокрываемого дефицита мощности в энергосистеме должны быть предложены решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей или усилению межсистемных связей, обоснование которых выполняется по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат, рассчитываемых по формуле (249).

24. Если на расчетный год избыток мощности в целом по ЕЭС России превышает мощность наиболее крупного энергоблока, решается задача оптимизации состава генерирующих мощностей с использованием расчетной многозонной модели ЕЭС России. Переменными задачи являются:

а) мощности электростанций {i} (r - индекс энергозоны), максимальные значения которых ограничены величиной их располагаемой мощности, значения указанных переменных принимаются равными располагаемой мощности для объектов, учитываемых в приоритетном порядке:

действующие и новые АЭС, ГЭС, ГАЭС, СЭС, ВЭС;

генерирующие мощности, соответствующие условиям подпункта з) пункта 125 за исключением последних двух абзацев;

мощности ТЭС, необходимые для обеспечения теплоснабжения;

б) объемы передачи мощности между энергозонами r и s, максимальное значение которых ограничено пропускными способностями межсистемных связей.

25. Ограничениями указанной в пункте 193 задачи являются балансы мощности по энергозонам r:

(162)

где - потребность в мощности энергозоны r.

26. Целевой функцией указанной в пункте 193 задачи является минимум суммарных затрат на выполнение балансовых ограничений (162) с учетом существующего уровня загрузки мощностей:

(163)

где - удельные условно-постоянные затраты электростанции i, - удельные топливные затраты электростанции i, индексируемые на расчетный год с учетом прогнозного роста цены основного топлива (угля или газа), - годовое число часов использования мощности электростанции за предшествующий расчетному год, - коэффициент потерь при передаче мощности в сетях ЕНЭС, принимаемый на основе отчетных данных, - средневзвешенная цена покупки мощности для компенсации потерь в сетях ЕНЭС, принимаемая по отчетным данным о закупке электрической энергии для компенсации потерь в сетях и ее стоимости, публикуемым организацией по управлению ЕНЭС.

27. В результате решения указанной в пункте 193 задачи определяется предварительный состав неэффективных генерирующих мощностей, формирующих избыток мощности в ЕЭС России, который может быть сокращен по результатам:

а) формирования балансов мощности отдельных энергосистем в составе ЕЭС России;

б) технико-экономического обоснования компенсационных мероприятий при выводе из эксплуатации неэффективных мощностей в соответствии с разделом ХIV методических указаний;

в) по результатам формирования балансов электрической энергии в ЕЭС России в соответствии с разделом VII в случае, если после исключения неэффективных генерирующих мощностей оставшегося объема мощностей будет недостаточно для обеспечения спроса на электрическую энергию.

28. При формировании балансов мощности энергосистемы определяются режимы работы электростанций для различных часов суток характерных периодов года (зима, лето, период половодья), в том числе часа максимальной и минимальной электрической нагрузки энергосистемы, часа максимальной солнечной активности.

29. При определении режимов работы электростанций рабочая мощность электростанций () определяется разностью располагаемой мощности и мощности генерирующего оборудования, находящегося в плановом ремонте ():

(164)

30. Мощность генерирующего оборудования, находящегося в плановом ремонте (), определяется:

а) для АЭС - в соответствии с утвержденным графиком проведения плановых ремонтов энергоблоков, при отсутствии указанной информации - по статистическим данным;

б) для ГЭС и ТЭС с паротурбинным оборудованием - в соответствии с нормами периодичности и продолжительности проведения плановых ремонтов, установленных правилами организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики, утвержденными приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013;

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

31. При определении мощности генерирующего оборудования, находящегося в плановом ремонте, необходимо учитывать принципы рационального планирования ремонтной кампании:

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

б) средние и капитальные ремонты оборудования ТЭЦ проводятся в период сезонного снижения тепловых нагрузок;

в) средние и капитальные ремонты оборудования КЭС проводятся в период сезонного снижения электрических нагрузок.

32. Мощность участия электростанций различных типов в покрытии электрической нагрузки энергосистемы не может превышать рабочей мощности электростанций () и не должно быть ниже технологического минимума, который принимается:

а) для АЭС, СЭС, ВЭС - равным рабочей мощности;

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

в) для ТЭС - принимается в соответствии с информацией, указанной в подпункте е) пункта 175, на основе фактических характеристик действующего генерирующего оборудования и проектных характеристик нового генерирующего оборудования; при отсутствии указанных данных принимается в процентах от установленной мощности:

для блоков и агрегатов, использующих твердое топливо - 60%;

для блоков и агрегатов, использующих газомазутное топливо и природный газ - 50%;

г) для оборудования ТЭЦ, функционирующего по тепловому графику, принимается в соответствии с информацией, указанной в подпункте е) пункта 125, на основе фактических данных об их работе по тепловому графику в дневные и ночные часы отопительного и неотопительного периодов; при отсутствии указанных данных принимается в соответствии с Приложением 5.

д) для ГТУ - равным нулю.

33. Мощность участия электростанций () различного типа в покрытии электрической нагрузки энергосистемы определяется в порядке СЭС - ВЭС - ГАЭС - ГЭС- АЭС - ТЭЦ - ТЭС:

а) участие СЭС, ВЭС принимается равным их рабочей мощности;

б) участие ГАЭС принимается на основе их проектных параметров с учетом принципа максимального выравнивания суточного графика нагрузки;

в) для определения участия ГЭС:

рассчитывается модифицированный перспективный суточный график электрической нагрузки энергосистемы, который получается вычитанием из перспективного суточного графика электрической нагрузки энергосистемы мощности участия СЭС, ВЭС и ГАЭС,

в полученный модифицированный перспективный суточный график электрической нагрузки энергосистемы осуществляется вписывание мощности ГЭС, при этом учитывается принцип максимально возможного выравнивания остающейся зоны перспективного суточного графика электрической нагрузки энергосистемы при условии полного использования заданного для ГЭС суточного ресурса энергии,

для определения режима работы ГЭС в течение суток используются среднесуточная и базовая мощность для расчетных гидрологических условий (маловодный или средневодный год);

г) участие АЭС принимается равным их рабочей мощности.

д) участие оборудования ТЭЦ, функционирующего по тепловому графику, в отопительный период принимается равным их рабочей мощности в дневные часы; участие указанного оборудования в ночные часы отопительного периода, а также в неотопительный период должно соответствовать требованиям подпункта г) пункта 201;

е) ТЭС обеспечивают оставшуюся часть электрической нагрузки, при этом оборудование ТЭС отбирается к участию последовательно в порядке возрастания удельных топливных затрат на производство электрической энергии с учетом:

требований подпункта в) пункта 201,

неизменного состава включенного генерирующего оборудования в течение суток (за исключением газотурбинных установок).

34. Величина расчетного резерва мощности () на электростанциях определяется разностью их рабочей мощности, мощности участия электростанций в покрытии электрической нагрузки () и суточных ограничений мощности ГЭС:

(165)

35. Разница между мощностью участия электростанций в покрытии электрической нагрузки и электрической нагрузкой энергосистемы с учетом экспорта (импорта) мощности определяет для каждого расчетного часа перспективного суточного графика электрической нагрузки энергосистемы величину небаланса мощности и необходимого перетока (получения или выдачи) мощности в смежные энергосистемы ().

(166)

36. При выявлении невозможности обеспечения неизменного состава включенного генерирующего оборудования ТЭС (за исключением ГТУ) в течение суток с учетом требований пункта 201 могут быть рассмотрены следующие инвестиционные решения при их технико-экономического обоснования, подтверждающего экономическую целесообразность их реализации:

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

б) сооружение дополнительных маневренных генерирующих мощностей или накопителей энергии со снижением доли АЭС и низкоманевренных ТЭС.

37. Результаты формирования балансов мощности на расчетный период используются при решении следующих задач:

а) обоснование и корректировка рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в соответствии с разделом III методических указаний;

б) комплексное обоснование размещения новых генерирующих мощностей в соответствии с разделом IV методических указаний;

в) формирование балансов электрической энергии на расчетный период в соответствии с разделом VII методических указаний;

г) планирование развития электрической сети в соответствии с разделами XI - XIV.

VI. Нормативный резерв генерирующих мощностей.

1. Нормативный резерв генерирующих мощностей предназначен для обеспечения необходимого уровня надежности обеспечения баланса мощности энергосистем (далее - балансовая надежность).

2. Определение нормативного резерва генерирующих мощностей выполняется при формировании балансов мощности ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

3. Определение нормативного резерва генерирующих мощностей выполняется на основе:

а) прогноза спроса;

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

в) состава генерирующего оборудования, принятого при формировании баланса мощности в соответствии с подпунктом б) пункта 175;

г) располагаемой мощности генерирующего оборудования, определяемой в соответствии с пунктом 179;

д) статистической информации об аварийных и неплановых простоях объектов электроэнергетики.

4. Нормативный резерв генерирующих мощностей определяется с использованием расчетной многозонной модели ЕЭС России, формируемой в соответствии с пунктом 126. При определении нормативного резерва генерирующих мощностей для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем указанные энергосистемы моделируются одной энергозоной без внешних связей.

5. Состав и располагаемая мощность генерирующего оборудования в энергозонах принимаются в соответствии с информацией, указанной в подпунктах в) и г) пункта 209.

6. Спрос на мощность в энергозонах представляется прогнозным графиком электрической нагрузки, формируемым для каждого месяца расчетного года в соответствии с пунктом 241.

7. Величина прогнозной максимальной электрической нагрузки каждой энергозоны определяется в соответствии с пунктом 104.

8. В целях определения нормативного резерва генерирующих мощностей для каждого расчетного года выполняется расчет показателей балансовой надежности энергозон с применением методики, основанной на методе Монте-Карло.

9. При расчете показателей балансовой надежности энергозон учитываются:

а) плановые и аварийные ремонты генерирующего оборудования;

б) аварийные ремонты линий электропередачи в межсистемных связях;

в) нерегулярные отклонения спроса на мощность в энергозонах, соответствующие случайным отклонениям потребления мощности от средних ожидаемых величин, в том числе в связи с отклонениями температуры наружного воздуха от среднемноголетних значений.

10. Для учета аварийных ремонтов (моделирования отказов) элементов энергосистемы используется коэффициент аварийности объекта электросетевого хозяйства или генерирующего оборудования (), который характеризует относительное время аварийных ремонтов энергооборудования за год:

(167)

где - суммарное число часов простоя оборудования в аварийных (оформленных неотложными и аварийными диспетчерскими заявками) ремонтах в базовый период; - продолжительность базового периода (часов).

11. Мощность генерирующего оборудования, находящегося в плановом ремонте (), определяется в соответствии с пунктами 199 - 200.

12. Величина плановой рабочей мощности для каждого месяца расчетного года определяется по формуле (164).

13. Для каждого часа расчетного года формируется множество расчетных состояний энергосистемы путем моделирования случайных событий методом Монте-Карло. Случайные события включают в себя отказы генерирующего оборудования, линий электропередачи, нерегулярные колебания электрической нагрузки потребителей. Моделирование одного случайного события , вероятность которого равна , происходит при разыгрывании одного случайного числа из равномерно распределенного множества на интервале [0,1]. Если при этом находится в интервале [0, ], считается, что событие наступило, иначе событие не наступило:

(168)

где - количество расчетных состояний.

14. При определении нерегулярных отклонений спроса на мощность в энергозонах i происходит разыгрывание набора случайных чисел распределенных нормально с нулевым средним и среднеквадратичным отклонением, определяемым на основе информации, указанной в подпункте б) пункта 209. При наличии статистически обоснованной зависимости нерегулярных колебаний электрической нагрузки в различных энергозонах, указанная зависимость учитывается при разыгрывании для соответствующих энергозон. В итоге для каждой энергозоны i для каждого часа t расчетного года определяется спроса на мощность в расчетных состояниях n:

(169)

где - прогнозируемая величина спроса на мощность в час t в соответствии с информацией, указанной в пункте 212, I - количество энергозон.

15. По результатам моделирования множества расчетных состояний энергосистемы для каждого расчетного состояния n определяются:

а) расчетная рабочая мощность в энергозонах i как суммарная плановая рабочая мощность генерирующего оборудования за вычетом суммарной располагаемой мощности отказавших генерирующих агрегатов, определенных в соответствии с пунктом 219;

б) пропускная способность межсистемных связей в прямом и обратном направлении с учетом отказавших линий электропередачи, определенных в соответствии с пунктом 219;

в) спрос на мощность в энергозонах i определяется с учетом нерегулярных колебаний в соответствии с пунктом 220.

16. Для каждого расчетного состояния n выполняется определение дефицита мощности с использованием оптимизационной модели минимизации дефицитов мощности, при этом требуется найти:

(170)

учитывая балансовые ограничения:

	(171)
	(172)

и ограничения-неравенства на переменные:

	(173)
	(174)
	(175)

где - используемая мощность в энергозоне ; - покрываемая электрическая нагрузка в энергозоне ; - поток мощности по -й межсистемной связи в прямом направлении; , - пропускная способность -ой межсистемной связи в прямом и обратном направлении соответственно в расчетном состоянии ; - коэффициент распределения потока мощности из -й зоны в балансирующую зону на -ую межсистемную связь расчетной модели; - количество межсистемных связей многозонной расчетной модели ЕЭС России.

17. В результате решения задачи, указанной в пункте 222, определяются оптимальные значения параметров , , .

18. Показатели балансовой надежности энергозон определяются как математические ожидания случайных величин, для которых по методу Монте-Карло формируются псевдослучайные выборки их значений:

а) дефициты мощности в каждом расчетном состоянии для энергозон и системы в целом определяются по формуле:

(176)

б) математическое ожидание дефицита мощности энергозоны i определяется по формуле:

(177)

в) вероятность бездефицитной работы для энергозон определяется по формуле:

(178)

19. Число расчетных состояний энергосистемы, необходимых для достижения требуемой точности расчета, определяется по величине ошибки вычислений, определяемой доверительным интервалом:

а) ошибка вычисления математического ожидания вероятности бездефицитной работы определяется шириной 90% двустороннего доверительного интервала для биномиального распределения с количеством испытаний и количеством успехов :

(179)

б) останов процедуры определения показателей по методу Монте-Карло происходит при выполнении требований к точности расчета вероятности бездефицитной работы:

(180)

где - приближенная оценка ошибки для проверки критерия останова:

(181)

- допустимая величина ошибки :

(182)

20. Нормативный резерв генерирующих мощностей должен обеспечить в каждой энергозоне нормативную вероятность бездефицитной работы, установленную в последней утвержденной генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики. При отсутствии соответствующей информации в последней утвержденной генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики нормативная вероятность бездефицитной работы принимается на уровне 0,996.

21. Для расчета нормативного резерва генерирующих мощностей выполняется вариантный расчет показателей балансовой надежности в соответствии с пунктами 215 - 225.

22. Для каждого расчетного года выполняется проверка условия соответствия расчетных значений вероятности бездефицитной работы в зонах надежности установленному нормативу:

(183)

где - нормативное значение вероятности бездефицитной работы в зонах надежности в соответствии с пунктом 227.

23. Если условие (183) для энергозоны i не выполнено, то рассматриваются варианты ввода (а также модернизации, реконструкции) генерирующих мощностей в энергозоне i. Ввод дополнительных генерирующих мощностей осуществляется эквивалентным агрегатом с переменной установленной мощностью, характеристики которого соответствуют характеристикам агрегатов для генерирующей технологии, замыкающей баланс мощности в энергозоне i.

24. Если вероятность бездефицитной работы для энергозоны i превышает нормативное значение, то для энергозоны i определяется состав неэффективных генерирующих мощностей, при этом решается задача, указанная в пункте 193, в которой вместо ограничения (162) используется ограничение (183).

25. Нормативный резерв генерирующих мощностей на час собственного годового максимума электрической нагрузки энергосистемы (энергозоны, ОЭС, ЕЭС России) для каждого расчетного года определяется по формуле:

(184)

где - суммарная располагаемая мощность электростанций энергосистемы на час собственного годового максимума электрической нагрузки, - собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы, - объем дополнительных генерирующих мощностей в соответствии с пунктом 229; - объем неэффективных генерирующих мощностей в соответствии с пунктом 230.

26. Коэффициент резервирования генерирующих мощностей энергосистемы определяется как отношение нормативного резерва генерирующих мощностей к собственной максимальной электрической нагрузке энергосистемы:

(185)

VII. Балансы электрической энергии энергосистем.

1. Балансы электрической энергии энергосистем формируются в целях:

а) проверки возможности обеспечения требуемого годового объема выработки электрической энергии электростанциями, учтенными в балансе мощности энергосистемы на час собственного годового максимума электрической нагрузки;

б) определения наиболее эффективных режимов использования мощности электростанций и объемов передачи электрической энергии между энергосистемами;

в) определения потребности электростанций в топливе;

г) прогноза цен на электрическую энергию на основе предельных затрат на обеспечение спроса на электрическую энергию, отвечающих принципам маржинального ценообразования.

2. Балансы электрической энергии формируются на основе балансов мощности, формируемых в соответствии с разделом V методических указаний, и исходных данных, указанных в пункте 175.

3. Балансы электрической энергии в части выработки ГЭС формируются для условий средневодного года. Для ОЭС Сибири и ОЭС Востока, а также для территориальных энергосистем в составе ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, в которых доля ГЭС составляет 30 % и выше от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы, дополнительно формируются балансы электрической энергии для условий расчетного маловодного года.

4. Расходная часть баланса электрической энергии складывается из:

а) спроса на электрическую энергию ();

б) потребления электрической энергии на заряд ГАЭС ();

в) экспорта электрической энергии в энергосистемы зарубежных стран ();

г) планируемой передачи электрической энергии в смежные энергосистемы ().

5. Приходная часть баланса электрической энергии складывается из:

а) производства (выработки) электрической энергии электростанциями i в энергосистеме ();

б) импорта электрической энергии из энергосистем зарубежных стран ();

в) планируемого получения электрической энергии из смежных энергосистем ().

6. При формировании балансов электрической энергии обеспечивается равенство расходной и приходной частей, указанных в пунктах 236 и 237 соответственно:

а) при формировании балансов электрической энергии по ЕЭС России объем выработки электрической энергии на электростанциях должен соответствовать годовому объему спроса на электрическую энергию с учетом заряда ГАЭС, объемов экспорта (импорта) электрической энергии в (из) зарубежные страны.

(186)

б) при формировании балансов по энергосистеме, входящей в состав ЕЭС России, в условии (186) дополнительно учитываются объемы получения (передачи) электрической энергии из (в) других энергосистем:

(187)

в) при формировании балансов по технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам объем производства электрической энергии на электростанциях должен соответствовать годовому спросу на электрическую энергию с учетом заряда ГАЭС (при их наличии в энергосистеме):

(188)

7. Для проверки возможности обеспечения требуемого годового объема производства электрической энергии электростанциями, учтенными в балансе мощности энергосистемы на час собственного годового максимума электрической нагрузки, выполняется оценка приходной и расходной части баланса электрической энергии в целом на расчетный год в соответствии с условием пункта 238, при этом:

а) показатели годового производства электрической энергии ГЭС () для действующих ГЭС определяются на основе данных о величине годовой выработки электрической энергии для различных условий водности (маловодные, средневодные); при отсутствии информации - по проектной величине среднемноголетней (для маловодных условий - гарантированной) выработки электрической энергии;

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

в) выработка ГАЭС () и объем потребления электрической энергии на их заряд () принимаются в соответствии с проектными показателями;

г) показатели годового производства электрической энергии АЭС определяются по каждому энергоблоку на основе его установленной мощности
() и годового числа часов использования установленной мощности (), учитывающего неплановые простои оборудования (по статистическим данным) и время нахождения в плановых ремонтах, определяемое в соответствии с утвержденным графиком проведения плановых ремонтов энергоблоков АЭС по данным государственной корпорации по атомной энергии "Росатом", а при отсутствии указанной информации - на основе статистической информации:

(189)

д) для вновь вводимых энергоблоков АЭС в первый год эксплуатации годовое число часов использования их установленной мощности принимается сниженным на основе данных государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" о графике выхода на проектную мощность, в отсутствие указанных данных число часов использования установленной мощности принимается равным нулю.

е) объемы годового производства электрической энергии ВЭС и СЭС определяются в соответствии с их установленной мощностью (,) и годовым числом часов использования установленной мощности (,):

,	(190) (191)

годовое число часов использования установленной мощности принимается:

для действующих ВЭС и СЭС - как среднее из фактических значений за базовый период;

для строящихся и проектируемых ВЭС и СЭС - в соответствии с проектными данными;

для новой мощности ВЭС и СЭС, в отношении которой еще не определены площадки размещения в энергосистеме - по укрупненным (типовым) показателям.

ж) необходимый годовой объем производства электрической энергии ТЭС, замыкающих баланс электрической энергии, определяется в виде разности между годовым объемом спроса на электрическую энергию в энергосистеме с учетом заряда ГАЭС, объемов ее экспорта (импорта) в (из) зарубежные страны и объемами производства электрической энергии на ГЭС, ГАЭС, АЭС, ВЭС и СЭС, определенными в соответствии с подпунктами а) - е):

(192)

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

(193)

где - установленная мощность электростанции i; при наличии на электростанции конденсационного и теплофикационного генерирующего оборудования в расчете выделяется каждая из этих групп, - предельное число часов использования установленной мощности электростанции i, принимаемое с учетом необходимости проведения плановых ремонтов и статистически обоснованной длительности неплановых простоев генерирующего оборудования.

и) Избыток (дефицит) электрической энергии в энергосистеме () определяется по формуле:

(194)

8. При дефиците электрической энергии () определяются возможности его покрытия за счет получения электрической энергии из других энергосистем с учетом пропускной способности электрической сети. При выявлении непокрываемого дефицита электрической энергии в энергосистеме должны быть предложены решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей или усилению межсистемных связей, обоснование которых выполняется по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат, рассчитываемых по формуле (249).

9. Для решения задач, указанных в подпунктах б) - г) пункта 233, выполняется моделирование оптимального баланса электрической энергии по временным интервалам каждого месяца расчетного года на основе прогнозного графика электрической нагрузки:

а) годовой объем спроса на электрическую энергию Э детализируется по объемам спроса каждого месяца j на основе усредненных за базовый период отчетных данных:

;

(195)

б) для каждого месяца прогнозный график электрической нагрузки энергосистемы представляется в виде ступенчатой функции электрической нагрузки по временным интервалам (j,l), формируемой путем усреднения графиков электрической нагрузки соответствующего месяца за базовый период с учетом прогнозных изменений режимов потребления электрической энергии, в том числе с учетом влияния новых потребителей:

(196)

где - объем спроса на электрическую энергию в месяце j (тыс. кВт-ч), - электрическая нагрузка для временного интервала l в месяце j, - длительность временного интервала l в месяце j (часов), - длительность месяца j (часов).

10. Для формирования баланса электрической энергии по каждому временному интервалу l месяца j и в целом на расчетный год используется расчетная многозонная модель ЕЭС России, формируемая в соответствии с пунктом 126, при этом прогнозные графики электрической нагрузки формируются для каждой энергозоны.

11. Генерирующие мощности ТЭС в каждой энергозоне представляются отдельными единицами генерирующего оборудования с их агрегированием по группам оборудования исходя из разницы уровня их удельных расходов топлива, вида топлива, маневренных характеристик, возможности работы в режиме комбинированного производства электрической и тепловой энергии.

12. При необходимости более подробной оценки влияния отдельных новых электростанций и объектов электросетевого хозяйства, а также нагрузки новых крупных потребителей в границах соответствующей энергозоны дополнительно могут быть выделены отдельные узлы с соответствующей детализацией электрических связей.

13. На расчетной многозонной модели ЕЭС России решается оптимизационная задача, в которой математическое представление производственной структуры электроэнергетики в каждой энергозоне r на каждом временном интервале (j,l) характеризуется следующим составом переменных и уравнений:

а) востребованная в балансе мощность ТЭС i, максимальное значение которой ограничено значением ее рабочей мощности, определяемым в соответствии с пунктом 198, минимальное значение которой ограничено ее технологического минимума в соответствии с пунктом 201;

б) генерирующие мощности электростанций других типов (АЭС, ГЭС, ГАЭС, СЭС, ВЭС) в каждой энергозоне для каждого временного интервала (j,l) задаются неварьируемым значением рабочей мощности, определяемой в соответствии с пунктом 202:

;

(197)

в) объем передачи мощности по межсистемной связи между энергозонами r и s на внутрисуточном интервале (j,l) ограничивается величиной пропускной способности межсистемной связи:

;

(198)

г) условие баланса электрической энергии для временного интервала (j,l) определяется уравнением:

(199)

14. Для поиска оптимальных значений переменных, указанных в пункте 245, при решении оптимизационной задачи используется экономический критерий минимума суммируемых по всем временным интервалам (j,l) топливных затрат тепловых электростанций i на обеспечение спроса на электрическую энергию с учетом затрат на компенсацию потерь при ее передаче по межсистемным связям:

(200)

где первое слагаемое определяет величину топливных затрат электростанций i, расположенных в энергозоне r, по каждому временному интервалу (j,l) с учетом задаваемых показателей: удельного расхода топлива на отпуск электрической энергии , коэффициента потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды , цены топлива вида f, используемого на электростанции ; второе слагаемое определяет затраты на компенсацию потерь при передаче электрической энергии по межсистемным связям энергозоны r по каждому временному интервалу (j,l) с учетом - коэффициента потерь при передаче мощности в сетях ЕНЭС, принимаемого на основе отчетных данных, и - средневзвешенной цены покупки мощности для компенсации потерь в сетях ЕНЭС, принимаемой по отчетным данным о закупке электрической энергии для компенсации потерь в сетях и ее стоимости, публикуемым организацией по управлению ЕНЭС.

15. По результатам решения оптимизационной задачи, указанной в пунктах 245 - 246, на основе полученных оптимальных значений переменных и выполнения ограничений, указанных в пункте 245, определяются:

а) объемы использования мощности электростанций на каждом временном интервале (j,l);

б) годовые объемы производства электрической энергии W_i электростанциями разного типа, равные сумме оптимальных значений переменных по всем временным интервалам:

(201)

в) объемы получения электрической энергии в энергозону r и передачи электрической энергии из энергозоны r на каждом временном интервале (j,l) и в целом на расчетный год:

(202)

(203)

г) значения конкурентных цен электрической энергии для каждого временного интервала (j,l) в каждой энергозоне r (для ценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности), соответствующие приростным (маржинальным) затратам на выполнение условия (199) при увеличении значения на 1.

д) средневзвешенная годовая конкурентная цена электрической энергии в целом по ЕЭС России (для ценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности), рассчитываемая по формуле:

(204)

16. При невыполнении балансовых условий (199) определяются избытки или дефициты электроэнергии, на основе которых обосновываются предложения по корректировке структуры, объемов и размещения новых генерирующих мощностей, увеличению пропускной способности межсистемных связей в отдельных энергозонах.

17. Результаты формирования оптимальных балансов электрической энергии используются в дальнейшем при решении следующих задач:

а) при оценке потребности электростанций в различных видах органического топлива;

б) при оценке воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду;

в) при оценке экономических (в том числе ценовых) последствий реализации рассматриваемых инвестиционных решений по развитию энергосистем.

VIII. Оценка потребности тепловых электростанций в топливе

1. Определение потребности ТЭС в органическом топливе производится при решении следующих задач:

а) формирования топливно-энергетического баланса субъектов Российской Федерации;

б) формирования топливной политики производителей электрической энергии;

в) согласования объемов добычи и транспортировки топлива, необходимого для объектов электроэнергетики;

г) технико-экономического сравнения вариантов структуры и размещения генерирующих мощностей;

д) оценке экономических последствий реализации производственных и инвестиционных решений;

е) оценке воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду.

2. Потребность в топливе рассчитывается по отдельным группам оборудования на основе технико-экономических показателей каждой группы. Агрегирование генерирующего оборудования по группам осуществляется в соответствии с пунктом 243.

3. Основой для оценки потребности в топливе являются фактические технико-экономические показатели работы групп оборудования электростанции за базовый год. Если в указанном году оборудование работало в схемах и режимах, не предусмотренных правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных уполномоченным органом в сфере электроэнергетики, то вместо базового может быть принят любой год базового периода.

4. При оценке потребности в топливе на среднесрочную и долгосрочную перспективу не учитываются следующие показатели:

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

б) физический износ оборудования;

в) энергетические характеристики вспомогательного оборудования;

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

д) резервы тепловой экономичности и степень их использования.

5. Оценка потребности в топливе выполняется последовательно для каждого года расчетного периода.

6. Оценка потребности в топливе производится на основе:

а) прогнозного производства электрической энергии в расчетном периоде в соответствии с оптимальными балансами электрической энергии, сформированными в соответствии с пунктами 241 - 247;

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

в) состава генерирующего оборудования, режимов работы и условий эксплуатации ТЭС, принятых при формировании балансов электрической энергии и мощности в соответствии с разделами V и VII методических указаний;

г) технико-экономических показателей генерирующего оборудования по данным статистических отчетов о работе тепловых электростанций за базовый период, для вновь вводимого генерирующего оборудования - в соответствии с проектными данными, заводскими характеристиками, а при их отсутствии - по показателям работы аналогичного оборудования с учетом пункта 256;

д) структуры и качества сжигаемого топлива в соответствии с отчётными данными о работе тепловых электростанций и динамики использования различных видов топлива за базовый период, информации производителей электрической энергии или топливоснабжающих организаций о планируемом изменении структуры топливного баланса, для вновь вводимых групп генерирующего оборудования или электростанций - данными о проектных видах топлива;

е) иной информации, включая планы проведения капитальных и средних ремонтов котлов и турбоагрегатов, условий обеспечения тепловых электростанций различными видами топливных ресурсов, перспектив развития (выбытия) существующих и освоения новых угольных и углеводородных месторождений, технических возможностей использования на электростанциях непроектных видов топлива, а также смесей различных видов топлива, цен топлива.

7. При раздельном производстве электрической и тепловой энергии используемые в расчетах удельные расходы топлива принимаются в соответствии с подпунктом г) пункта 255. Для генерирующего оборудования с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии рассчитываются дифференцированные показатели удельных расходов топлива на производство энергии по конденсационному и теплофикационному циклам.

8. Перерасчет удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии для действующего генерирующего оборудования является необходимым при изменении следующих параметров:

а) структуры топливного баланса электростанции;

б) качества твёрдого топлива (замена марки угля);

в) состава оборудования;

г) режима работы электростанции.

9. Для вновь вводимого генерирующего оборудования вводятся поправки на относительное увеличение удельного расхода топлива в прогнозируемом периоде вследствие пониженной экономичности турбоагрегатов, находящихся в стадии освоения.

10. Перерасчет производится в соответствии с порядком определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии, утвержденных приказом Минэнерго России от 30.12.2008 N 323, и методическими указаниями по распределению удельного расхода условного топлива при производстве электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, утвержденными приказом Минэнерго России от 12.09.2016 N 952.

11. Распределение производства энергии между группами генерирующего оборудования в рамках расчета потребности в топливе выполняется на основе оптимальных режимов работы электростанций. Под оптимальным режимом понимается такое распределение нагрузки между параллельно работающими генерирующими агрегатами, при котором обеспечивается минимальный расход энергоресурсов на выработку требуемого количества энергии или минимальные затраты на энергоресурсы. Первичным является определение тепловой нагрузки по каждой группе оборудования, в том числе от регулируемых отборов турбоагрегатов.

12. При определении отпуска тепла группами оборудования учитываются:

а) критерии надежности теплоснабжения потребителей;

б) ограничения тепловой мощности турбоагрегатов;

в) ограничения по минимальной загрузке отборов турбин;

г) сложившаяся динамика изменения коэффициентов использования тепловой мощности турбоагрегатов и коэффициента теплофикации.

13. Распределение отпуска тепловой энергии потребителям (в виде пара сниженных параметров или горячей сетевой воды) между группами оборудования ТЭС производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбоагрегатов, входящих в состав группы. Дефицит отбора пара из турбин может быть компенсирован за счёт загрузки редукционно-охладительных установок.

14. Изменение в структуре генерирующего оборудования влечёт за собой перераспределение тепловой нагрузки между группами оборудования, которое производится с целью максимально снизить конденсационную выработку.

15. При прогнозировании значительного роста потребления тепловой энергии в зоне эффективного действия ТЭЦ в первую очередь следует рассмотреть возможность его покрытия из отборов турбин с учётом оптимального значения коэффициента теплофикации.

16. Если на ТЭС с несколькими группами оборудования прогнозируется существенное снижение отпуска тепловой энергии, следует рассмотреть возможность передачи всей тепловой нагрузки на одну из групп оборудования, а оставшиеся группы включить в работу по графику электрической нагрузки.

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

а) ограничений мощности турбоагрегатов;

б) объёма минимальной выработки электроэнергии в теплофикационном режиме (по тепловой нагрузке) и связанной с ней вынужденной конденсационной мощности;

в) величины минимально возможной электрической нагрузки или технического минимума каждой турбины и целесообразности её полной разгрузки до величины холостого хода или останова;

г) сложившейся тенденции изменения коэффициентов использования электрической мощности турбоагрегатов;

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

18. Распределение прогнозируемого объема производства электрической энергии между ТЭС определяется в соответствии с оптимальными балансами электрической энергии, формируемыми в соответствии с пунктами 241 - 247.

19. По результатам распределения производства электрической и тепловой энергии между группами оборудования определяется общая в условном топливе ТЭС ():

, (205)

где - расход топлива на производство электрической энергии, - расход топлива на производство тепловой энергии, отпускаемой внешнему потребителю (т у.т.).

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

, (206)

где b_w - удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г у.т./кВт·ч, W_отп - производство электрической энергии группой оборудования, млн кВт·ч.

21. Для групп оборудования с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии расчет производится по формуле:

, (207)

где - удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии по теплофикационному циклу, г у.т./кВт·ч, - производство электрической энергии по теплофикационному циклу, млн кВт·ч, - удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии по конденсационному циклу, г у.т./кВт·ч, - производство электрической энергии по конденсационному циклу, млн кВт·ч.

22. Расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию определяется по формуле:

, (208)

где b_q - удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию, кг у.т./Гкал, Q_отп - производство тепловой энергии, Гкал.

23. Рассчитанный суммарный объём условного топлива для каждой группы оборудования распределяется по видам топлива в соответствии с принятой структурой на основе информации, указанной в подпункте д) пункта 255:

, (209)

где X_j - доля j-го топлива в топливном балансе ТЭС.

24. Пересчет условного топлива (B_усл) в натуральное (В_нат) выполняется в соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:

, (210)

где Э_кал - калорийный эквивалент, определяемый по формуле:

, (211)

где - низшая теплота сгорания условного топлива, - низшая теплота сгорания натурального топлива.

25. Значения калорийных эквивалентов принимаются в соответствии с информацией, указанной в подпункте д) пункта 255, по сертификатам на поставляемое топливо, при отсутствии указанной информации - по справочным данным.

26. Полная потребность в топливе в планируемом периоде определяется с учетом потерь топлива при транспортировании и хранении в соответствии с показателями, приведенными в Приложении 6.

27. Полученные результаты должны соответствовать заданным ограничениям на объемы поставки топлива. При невыполнении этих условий требуется повторное выполнение пунктов 260 - 275 с предварительной корректировкой промежуточных данных.

28. Потребность в топливе определяется для каждой ТЭС путем суммирования результатов расчетов по отдельным группам оборудования. Для определения совокупной потребности в топливе ТЭС энергосистемы суммируются полученные результаты по отдельным ТЭС энергосистемы.

29. Полученный в результате расчётов прогноз потребности в органическом топливе представляется в условном или натуральном выражении, при необходимости - с дифференциацией по угольным бассейнам, месторождениям или разрезам.

30. Полученные в ходе выполнения расчетов данные по производству энергии по группам оборудования ТЭС, удельным расходам топлива на производство энергии, расходу топлива на производство электрической и тепловой энергии могут быть представлены по субъектам Российской Федерации, энергосистемам или производителям электрической энергии.

IX. Оценка воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду

1. Оценка воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду производится в отношении ТЭС на органическом топливе, которые по сравнению с другими объектами электроэнергетики оказывают наибольше негативное воздействие на окружающую среду и 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 28 сентября 2015 года N 1029, относятся к объектам I и II категории, то есть оказывают значительное и умеренное негативное воздействие на окружающую среду.

2. Оценка воздействия на окружающую среду при проектировании развития энергосистем выполняется по ОЭС и ЕЭС России, а также по федеральным округам и Российской Федерации в целом.

3. Оценка ожидаемых объемов воздействия ТЭС на окружающую среду при планировании развития электроэнергетики базируется на укрупненных нормативах.

4. Оценка ожидаемых объемов воздействия теплоэнергетики на окружающую среду производится для последнего года расчетного периода (для среднесрочного расчетного периода) или на последний год каждого пятилетнего периода (для долгосрочного расчетного периода).

5. Анализ динамики ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в расчетном периоде проводится от базового года, на основе информации, указанной в подпункте е) пункта 125.

6. Дополнительно проверяется выполнение международных обязательств Российской Федерации:

а) по Конвенции ЕЭК ООН о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния (при оценке ожидаемых выбросов диоксида серы и оксидов азота по Европейской части России);

б) по Киотскому протоколу Рамочной Конвенции ООН об изменении климата об ограничении выбросов тепличных газов (при оценке ожидаемой эмиссии диоксида углерода (СО₂)).

7. Оценка воздействия тепловых электростанций на качество атмосферного воздуха включает оценку ожидаемых объемов и удельных выбросов в атмосферу нормируемых вредных (загрязняющих) веществ:

а) твердых частиц (летучей золы);

б) диоксида серы (SO₂);

в) оксидов азота (NO_x).

8. Оценка ожидаемых объемов выбросов и удельных выбросов в атмосферу нормируемых вредных (загрязняющих) веществ проводится на основе:

а) данных государственной статистической отчетности электростанций по форме 2ТП-воздух по объемам выбросов нормируемых загрязняющих веществ (твердых частиц, диоксида серы, оксидов азота);

б) технических нормативов удельных выбросов в атмосферу нормируемых загрязняющих веществ для вновь вводимого энергетического оборудования (для твердого топлива -выбросы твердых частиц, SO₂, NO_x; для нефтетоплива - SO₂, NO_x; для газообразного топлива - NO_x) в соответствии с ИТС 38-2017 "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии", ГОСТ Р 55173-2012 "Установки котельные. Общие технические требования";

в) нормативов удельных выбросов оксидов азота для действующих тепловых электростанций в соответствии с ГОСТ Р 55173-2012;

г) предельных выбросов диоксида серы и оксидов азота на Европейской территории России, согласно требованиям Конвенции ЕЭК ООН о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния;

д) предельных значений эмиссии диоксида углерода (СО₂) согласно требованиям Киотского протокола Рамочной Конвенции ООН об изменении климата;

е) национальных значений коэффициентов эмиссии диоксида углерода (т СО₂/т у.т.) для различных видов топлива;

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

з) характеристик режимов сжигания топлива, влияющих на выход загрязняющих веществ (мероприятия по подавлению образования оксидов азота в топке котла и др.);

и) эффективности природоохранного оборудования (КПД золоулавливания, сероочистки, азотоочистных технологий, коэффициент эффективности технологических мероприятий по подавлению образования оксидов азота в топке котла и др.);

й) постанционных данных о потребности в топливе ТЭС, на которых намечено сооружение сероочистных установок.

9. ОЦЕНКА ОЖИДАЕМЫХ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ТЕПЛОВЫМИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ ОПРЕДЕЛЯЕТСЯ СУММОЙ:

(212)

где - ожидаемое количество нормируемого загрязняющего вещества, выбрасываемого в атмосферу действующими тепловыми электростанциями в расчетном году t, - ожидаемое количество нормируемого загрязняющего вещества, выбрасываемого в атмосферу планируемым к вводу в эксплуатацию генерирующим оборудованием в расчетном году t.

10. Для количественной оценки прогресса отрасли в охране атмосферного воздуха от загрязнения используют динамику удельных выбросов вредных веществ в атмосферу. Удельные выбросы вредных веществ в атмосферу рассчитываются путем отнесения их валовых выбросов:

а) к приведенной выработке электроэнергии (выработке, учитывающей отпуск электростанциями электрической и тепловой энергии, приведенной к единицам электрической энергии;

б) к расходу топлива, определяющему выброс ингредиента загрязнения.

11. Оценка ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу действующими электростанциями по отдельным нормируемым ингредиентам загрязнения производится в следующем порядке:

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

(213)

где - средневзвешенный коэффициент полезного действия (эффективность) золоулавливания в расчетном году t, i - индекс вида топлива (в том числе типа углей), - количество отходящих твердых частиц, образующихся при сжигании i -того вида топлива на действующих электростанциях в расчетном году t, тыс. т/год, определяется по формуле:

(214)

где - объем натурального топлива i -го вида (типа углей), которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t, тыс. т/год, - доля золы, уносимой из топки в газоходы котла (при отсутствии информации может приниматься равной 0,9), - зольность топлива i -го вида на рабочую массу, принимается по данным таблицы 1 Приложения 7, - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива i-го вида, принимается по данным таблицы 2 Приложения 7, - низшая теплота сгорания топлива i-го вида, кДж/кг, принимается по данным таблицы 1.Приложения 7.

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

(215)

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

(216)

где - объем натурального топлива i-го вида, которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t, тыс. т/год, - сернистость топлива i-го вида на рабочую массу в базовом году, принимается по данным таблицы 1 Приложения 7, - доля диоксида серы, связываемого золой i -го вида топлива в котле, принимается по данным таблицы 3 Приложения 7.

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

(217)

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

(218)

где - объем условного топлива i-го вида, которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t, тыс. т у.т/год, - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива i-го вида, %; принимается по данным таблицы 2 Приложения 7, - средний коэффициент эффективности технологических методов подавления образования оксидов азота в топке котла в расчетном году t (принимается в пределах 0,2 - 0,5 или равным 0 при отсутствии соответствующих мероприятий), - удельный выброс оксидов азота для разных видов топлива в пересчете на условное, кг/т у.т., который принимается в соответствии с таблицей 4 Приложения 7.

12. Пересчет объемов условного топлива в натуральное производится в соответствии с пунктом 273.

13. При намечаемом сооружении сероочистных установок на отдельных ТЭС необходимо рассчитать уменьшение выброса диоксида серы при соответствующем КПД сероулавливания. В этом случае:

(219)

где - 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, которое определяется по формуле:

(220)

где - объем выброса диоксида серы электростанцией j в расчетном году t, тыс. т/год, - коэффициент полезного действия сероочистной установки в зависимости от технологии сероочистки.

14. При невозможности достижения нормативов выбросов NO_x технологическими методами применяются специальные азотоочистные технологии в соответствии с действующим ИТС 38-2017.

15. При планировании применения специальных азотоочистных технологий на отдельных ТЭС учет снижения выбросов NO_x производится аналогично учету снижения выбросов SO₂ при применении сероочистных установок, определяемого по формулам (219) - (220), при коэффициентах полезного действия азотоочистных технологий в (220) в соответствии с действующим ИТС.

16. ОЦЕНКА ОЖИДАЕМЫХ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ОТ ПЛАНИРУЕМОГО К ВВОДУ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ВЫПОЛНЯЕТСЯ ПО ФОРМУЛЕ:

(221)

где m_j - технический норматив удельного выброса в атмосферу нормируемого загрязняющего вещества для вновь вводимого генерирующего оборудования j, кг/т у.т., принимаемый в соответствии с ГОСТ Р 55173-2012, - объем условного топлива, которое планируется сжигать на вводимом энергоблоке j в расчетном году t, тыс. т у.т./год.

17. Эмиссия диоксида углерода СО₂ электростанций рассчитывается по формуле:

(222)

где - эмиссия диоксида углерода в расчетном году t, млн т/год, - объем условного топлива i-го вида (уголь (всего), нефтетопливо, газообразное топливо), которое намечено сжигать на ТЭС в расчетном году t, млн. т у. т./год, - национальный коэффициент эмиссии СО₂ для различных видов топлива, равный:

для углей - 2,76,

для нефтетоплива - 2,25,

для газообразного топлива - 1,62.

X. Проектирование развития электрической сети. Общие требования.

1. Проектирование развития электрической сети и обоснование сооружения объектов электросетевого хозяйства выполняется при решении следующих задач:

а) технологическое присоединение к магистральным и распределительным электрическим сетям энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, в том числе технологическое присоединение новых потребителей, увеличение заявленной мощности существующих потребителей, повышение категории надежности электроснабжения существующих потребителей;

б) технологическое присоединение к магистральным и распределительным электрическим сетям новых объектов по производству электрической энергии, а также увеличение установленной мощности существующих;

в) сооружение межсистемных электрических связей, включая присоединение к ЕЭС России технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и/или объединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем;

г) разработка компенсационных мероприятий в связи с выводом из эксплуатации объектов электроэнергетики.

2. Обоснование сооружения объектов электросетевого хозяйства, включая определение параметров основного электротехнического оборудования линий электропередачи и распределительных устройств подстанций осуществляется с использованием перспективной расчетной модели ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем (далее - перспективная расчетная модель) на основании результатов следующих расчетов:

а) установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы;

б) баланса реактивной мощности в узлах энергосистемы;

в) статической устойчивости;

г) динамической устойчивости;

д) токов короткого замыкания.

3. Обоснование сооружения объектов электросетевого хозяйства включает определение:

а) для линий электропередачи - класса напряжения, точек подключения, сечения проводов;

б) для электрических станций и подстанций - класса напряжения распределительных устройств, схемы электрических соединений, распределения подключения генераторов к распределительным устройствам, числа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе трансформаторов и автотрансформаторов связи;

в) типа и отключающей способности выключателей, а также мер по ограничению токов короткого замыкания;

г) типа и мощности средств компенсации реактивной мощности (далее - СКРМ), а также устройств FACTS.

4. Необходимость замены (реконструкции, модернизации) объектов электросетевого хозяйства по техническому состоянию определяется 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 19.12.2016 N 1401.

5. Обоснование увеличения мощности объектов электросетевого хозяйства (номинальной мощности трансформаторов и автотрансформаторов, увеличение пропускной способности линий электропередачи) при их замене (реконструкции, модернизации) осуществляется в рамках решения задач, указанных в пункте 297.

6. Вопросы определения потерь электрической энергии, особых режимов линий электропередачи, электромагнитных переходных процессов, показателей качества электроэнергии не рассматриваются при решении задач проектирования развития энергосистем.

7. Для проведения расчетов, указанных в пункте 298, разрабатывается и ежегодно актуализируется перспективная расчетная модель.

8. В целях разработки (актуализации) перспективной расчетной модели в качестве базовой расчетной модели используются отчетное потокораспределение, сформированное по данным контрольных замеров за базовый год.

9. Исходная информация для разработки и актуализации перспективной расчетной модели включает в себя:

а) данные контрольных замеров (отчетное потокораспределение) в электрической сети напряжением 35 кВ и выше на июль и декабрь базового года;

б) прогноз спроса, разработанный в соответствии с разделом II методических указаний;

в) реестр инвестиционных проектов, сформированный в соответствии с подпунктом в) пункта 23;

г) сведения о поданных заявках на технологическое присоединение, а также выданных технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства к электрической сети, заключенных договорах об осуществлении технологического присоединения, а также о подписанных актах о фактическом осуществлении технологического присоединения;

д) результаты формирования балансов электрической энергии и мощности в соответствии с разделами V и VII методических указаний;

е) информация о принятых инвестиционных решениях в части сооружения, реконструкции, модернизации, замены и вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики, предусмотренных документами перспективного развития электроэнергетики, инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, утвержденными в установленном порядке, а также в соответствии с информацией, указанной в подпунктах ж) и з) пункта 125;

ж) информация субъектов электроэнергетики о технологических ограничениях, в том числе длительно допустимой и аварийно допустимой токовой загрузке элементов электрической сети;

з) информация системного оператора и субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах о составе контролируемых сечений электрической сети и величинах максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети;

и) проектная документация на сооружение объектов электроэнергетики (в части технологических параметров, необходимых для формирования перспективной расчетной модели);

й) материалы разработанных с учетом требований разделов XII и XIII методических указаний соответственно схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей, а также иных внестадийных работ по проектированию развития энергосистем.

10. Перспективная расчетная модель разрабатывается для каждого года периода, на который разрабатана последняя утвержденная в установленном порядке схема и программа развития ЕЭС России, и включает в себя четыре характерных режима:

а) зимний максимум электрической нагрузки энергосистемы;

б) зимний минимум электрической нагрузки энергосистемы;

в) летний максимум электрической нагрузки энергосистемы;

г) летний минимум электрической нагрузки энергосистемы.

11. При необходимости перспективная расчетная модель разрабатываются также для режима паводка и максимальной солнечной активности.

12. Перспективная расчетная модель разрабатывается в формате специализированных программных комплексов, обеспечивающих расчеты установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы, статической и динамической устойчивости.

13. Детализация перспективной расчетной модели в части ЕЭС России должна соответствовать следующим требованиям:

а) в перспективную расчетную модель включаются все линии электропередачи и подстанции с высшим классом напряжения 220 кВ и выше;

б) в перспективную расчетную модель включаются подстанции с высшим классом напряжения 110 кВ и выше, на шинах которых моделируется присоединение электрических станций, работающих на шины более низкого класса напряжения, к шинам которых подключены линии электропередачи, относящиеся к ЕНЭС, а также которые включаются в системообразующие транзиты;

в) в перспективную расчетную модель включаются линии электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше, входящие в контролируемые сечения электрической сети, а также линии электропередачи, отключение которых приводит к снижению максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети.

14. Электрические станции, имеющие распределительные устройства с высшим классом напряжения 110 кВ и выше, включаются в расчетные модели отдельными узлами для распределительных устройств каждого класса напряжения, к которым подключаются генераторы и (или) осуществляется связь электростанции с энергосистемой.

15. Синхронные машины (генераторы, компенсаторы, двигатели) должны моделироваться с учетом ограничений их загрузки по реактивной мощности, которая определяется правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики, типовыми инструкциями по эксплуатации генераторов на электростанциях, а также данными заводов-изготовителей и результатами технического обследования оборудования.

16. Эквивалентирование отдельных элементов электрической сети при формировании перспективной расчетной модели, в том числе приведение к узлам более высокого класса напряжения электрических станций с распределительными устройствами классом напряжения 110 кВ и ниже, допускается только в случае, если это не приводит к искажению результатов расчетов.

17. При разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления могут устанавливаться дополнительные требования по учету в перспективной расчетной модели объектов классом напряжения 35 - 110 кВ и формированию внешних эквивалентов.

18. Требования к детализации перспективной расчетной модели в части технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем устанавливаются по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления в соответствующей энергосистеме.

19. При разработке схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей и схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления могут устанавливаться дополнительные требования в части учета в перспективной расчетной модели объектов классом напряжения 35 - 110 кВ.

20. В целях выполнения расчетов статической устойчивости перспективная расчетная модель должна быть дополнена следующими данными:

а) состав контролируемых сечений электрической сети и значения максимально допустимых перетоков активной мощности в них;

б) параметры действующей противоаварийной автоматики.

21. В целях выполнения расчетов динамической устойчивости перспективная расчетная модель должна быть дополнена следующими данными:

а) параметры генерирующего оборудования, включая параметры их систем регулирования;

б) динамические параметры СКРМ и устройств FACTS;

в) динамические характеристики нагрузки;

г) параметры коммутационного оборудования;

д) параметры устройств релейной защиты и действующей противоаварийной автоматики.

22. В целях выполнения расчетов токов короткого замыкания перспективная расчетная модель должна быть дополнена следующими данными:

а) отключающая способность коммутационного оборудования;

б) фактические точки деления электрической сети;

в) параметры генерирующего оборудования, включая параметры их систем регулирования.

23. Рациональный класс напряжения линий электропередачи переменного тока оценивается по формуле Г.А. Илларионова:

(223)

где L -длина линии, км, P - передаваемая (на одну цепь) мощность, МВт.

24. Выбор класса напряжения для линий электропередач постоянного тока осуществляется с учетом ее протяженности и расчетной передаваемой мощности.

25. 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 - 330 - 750 кВ.

26. Применение нестандартного класса напряжения возможно только на основании специального технико-экономического обоснования, подтверждающего целесообразность применения нестандартного класса напряжения.

27. Сочетания напряжений, входящих в разные шкалы номинальных напряжений (например 220 - 330 кВ, 330 - 500 кВ, 500 - 750 кВ) не должны применяться, кроме районов соединения электрических сетей, использующих разные шкалы номинальных напряжений.

28. Конфигурация электрической сети разрабатывается с использованием перспективной расчетной модели с учетом информации о возможности отвода земли под сооружение новых подстанций и линий электропередачи и взаимного расположении новых потребителей и вновь сооружаемых электростанций по отношению к существующей электрической сети.

29. При разработке вариантов развития электрической сети необходимо учитывать требования, установленные Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937 (далее - Правила технологического функционирования электроэнергетических систем), а также методическими указаниями по технологическому проектированию линий электропередачи классом напряжения 35 - 750 кВ, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики, и методическими указаниями по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим классом напряжения 35 - 750 кВ, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

30. При разработке вариантов присоединения к сети новых подстанций необходимо максимально использовать возможности существующей сети путем сооружения заходов (или ответвлений) на новую подстанцию.

31. Присоединение подстанций с высшим классом напряжения 220 кВ с автотрансформаторами, а также подстанций с высшим напряжением 330 кВ и выше ответвлениями (отпайками) от линий электропередачи не допускается.

32. При проектировании развития электрической сети классом напряжения 110 кВ:

а) не допускается сооружение новых протяжённых линий электропередачи класса напряжения 110 кВ параллельно существующим линиям электропередачи класса напряжения 220 - 330 кВ;

б) в качестве источников питания электрической сети класса напряжения 110 кВ должны предусматриваться подстанции класса напряжения 220(330)/110 кВ, имеющие независимые питающие линии;

33. При проектировании развития электрической сети класса напряжения 35 кВ:

а) не допускается сооружение новых протяженных линий электропередачи класса напряжения 35 кВ параллельно существующим линиям электропередачи класса напряжения 110 кВ;

б) необходимо использовать преимущественно одноцепные воздушные линии электропередачи 35 кВ с питанием от разных подстанций с высшим классом напряжения 110 - 220 кВ или разных секций (систем шин) одной такой подстанции.

34. При проектировании развития электрической сети трассы линий электропередачи и площадки для размещения подстанций определяются с использованием картографического материала.

35. Трассы линий электропередачи должны выбираться с учетом исключения взаимных пересечений линий электропередачи одного класса напряжения.

36. При проектировании развития электрической сети протяженность намечаемых к сооружению воздушных линий электропередачи необходимо принимать на 20 % больше воздушной прямой, соединяющей подстанции примыкания указанных воздушных линий электропередачи.

37. Выбор сечения проводов воздушных и кабельных линий электропередачи производится на основании величины расчетной загрузки линии электропередачи на расчетный период, определяемой с использованием перспективной расчетной модели с учетом расчетной температуры наружного воздуха для зимнего и летнего периода для района прохождения трассы линии электропередачи.

38. Выбор сечения провода с учетом механических расчётов, климатических условий, коронного разряда, радиопомех осуществляется в соответствии с методическими указаниями по технологическому проектированию линий электропередачи класса напряжения 35 - 750 кВ, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

39. Выбор сечения проводов воздушных и кабельных линий электропередачи должен выполняться с учетом стандартной номенклатуры проводов в соответствии с ГОСТ 839-80, ГОСТ Р 55025-2012.

40. При проектировании развития электрических сетей класса напряжения 35 кВ и выше рекомендуется применять:

а) для воздушных линий электропередачи - сталеалюминевые неизолированные провода;

б) для кабельных линий электропередачи - кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.

41. Использование других видов проводов и кабелей допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании.

42. Выбор сечений проводов воздушных и кабельных линий электропередачи осуществляется по экономической плотности тока в соответствии с формулой:

(224)

где - сечение фазного провода, мм², - расчетное значение токовой загрузки линии электропередачи, А, - экономическая плотность тока, А/мм², принимаемая в соответствии с таблицей 1 Приложения 8 для воздушных и кабельных линий электропередачи соответственно. Сечение, полученное в результате расчета по формуле (224), округляется до ближайшего стандартного сечения.

43. Расчетное значение токовой загрузки линии электропередачи определяется по току линии на пятый год ее эксплуатации в соответствии с формулой:

(225)

где - расчетный ток линии электропередачи на пятый год ее эксплуатации в режиме максимальной электрической нагрузки энергосистемы, - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии электропередачи, определяемый в соответствии с пунктом 342, - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии электропередачи (), определяемое отношением объема передачи электрической энергии по линии электропередачи к ее максимальной нагрузке в нормальной схеме электрической сети, и коэффициент совпадения периодов максимальной загрузки линии электропередачи и максимальной электрической нагрузки энергосистемы (), определяемый отношением загрузки линии электропередачи в час собственного максимума электрической нагрузки энергосистемы к максимальной загрузке линии электропередачи в нормальной схеме электрической сети. Коэффициент выбирается в соответствии с таблицей 2 Приложения 8.

44. Ток линии электропередачи на пятый год () ее эксплуатации определяется по результатам расчетов установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы с использованием перспективной расчетной модели в нормальной схеме электрической сети.

45. Для линий электропередачи с максимумом нагрузки в летний или ночной период (при ) принимается по максимальной нагрузке линии, а коэффициент равным 0,4.

46. Коэффициент :

а) для линий электропередачи класса напряжения 330 кВ и выше рассчитывается по выражению:

(226)

где - отношение тока линии года t к току пятого года эксплуатации (t = 1, 10);

б) Для линий электропередачи напряжением 35 - 220 кВ коэффициент принимается равным 1,05.

47. Сечение проводов на ответвлениях от линии электропередачи длиной до 2 км, сооружаемых одновременно с линией электропередачи, принимается таким же, как и на линии электропередачи. Для заходов действующих линий электропередачи на подстанцию сечение проводов выбирается не меньшим, чем на линии электропередачи.

48. Выбранное сечение проводов должно быть проверено по допустимой токовой загрузке по нагреву:

(227)

где - расчетный ток для проверки провода по нагреву, определяемый по результатам расчетов установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы с использованием перспективной расчетной модели в нормальной схеме электрической сети и при отключении других элементов электрической сети, отключение которых влияет на токовую загрузку рассматриваемой линии электропередачи, - длительно допустимая токовая загрузка провода выбранного сечения, которая определяется в зависимости от температуры окружающей среды:

(228)

где - длительно допустимый ток, приведенный к температуре воздуха , - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха на длительно допустимый ток, рассчитываемый по формуле:

(229)

- расчетная температура наружного воздуха в районе прохождения трассы линии электропередачи для соответствующего периода года, - допустимая температура нагрева провода по условию механической прочности, .

49. Расчетную температуру наружного воздуха для территорий субъектов Российской Федерации следует принимать в соответствии со СНиП "Строительная климатология" 131.13330.2012, при этом для зимнего периода в качестве расчетной температуры должна использоваться максимальная средняя месячная температура из месяцев зимнего периода по соответствующему субъекту Российской Федерации, а для летнего периода - средняя максимальная температура наиболее теплого месяца летнего периода по соответствующему субъекту Российской Федерации.

50. Для воздушных линий электропередачи класса напряжения 110 кВ и выше, прокладываемых по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря, выбранное сечение провода должно быть проверено по условиям коронного разряда.

51. Минимальные сечения проводов, которые должны использоваться при сооружении воздушных линий электропередачи для обеспечения допустимого уровня потерь на коронный разряд принимаются в соответствии с таблицей 3 Приложения 8.

52. Определение величины активной нагрузки подстанций для характерных режимов работы энергосистемы осуществляется по годам расчетного периода на основании прогноза максимальной электрической нагрузки энергосистемы, разрабатываемого в соответствии с пунктами 93 - 115.

53. Расчетные электрические нагрузки по подстанциям для каждого года расчетного периода определяются суммой расчетной электрической нагрузки за предыдущий год и изменением электрической нагрузки в расчетном году по формуле:

(230)

где , - расчетная электрическая нагрузка подстанции i и ее изменение в году t соответственно.

54. В качестве отчетных (t = 0) электрических нагрузок подстанций принимаются фактические электрические нагрузки подстанций в день контрольного замера зимнего периода базового года в час прохождения суточного максимума электрической нагрузки энергосистемы, приведенные к годовому максимуму электрической нагрузки энергосистемы:

(231)

где - отчетная электрическая нагрузка подстанции i, приведенная к годовому максимуму электрической нагрузки энергосистемы, - электрическая нагрузка подстанции i в день зимнего контрольного замера базового года в час прохождения суточного максимума электрической нагрузки энергосистемы, - годовой максимум электрической нагрузки энергосистемы базового года, - электрическая нагрузка энергосистемы в час прохождения суточного максимума электрической нагрузки в день зимнего контрольного замера базового года.

55. При нахождении в отключенном состоянии части трансформаторного оборудования подстанции в день контрольного замера зимнего периода базового года для определения отчетной электрической нагрузки подстанции расчет по формуле (231) выполняется для последних трех лет базового периода и полученные значения усредняются.

56. Изменение электрической нагрузки подстанции i в году t расчетного периода определяется тремя составляющими:

(232)

где - изменение суммарной электрической нагрузки за счет реализации инвестиционных проектов, включенных в реестр инвестиционных проектов, формируемый в соответствии с подпунктом в) пункта 23, - изменение электрической нагрузки за счет присоединения прочих (не включенных в реестр инвестиционных проектов) новых потребителей, - изменение электрической нагрузки собственных нужд электростанций энергосистемы при вводе (выводе) из эксплуатации генерирующего оборудования.

57. Изменение электрической нагрузки за счет реализации инвестиционных проектов в году t принимается в соответствии с их учетом в прогнозе спроса и должно рассчитываться с учетом коэффициентов, учитывающих совмещение максимумов нагрузок трансформаторов,, а также коэффициентов несовпадения максимумов нагрузки подстанций разных классов напряжений.

(233)

где - изменение электрической нагрузки k-го инвестиционного проекта в соответствии с заявленной мощностью, и - коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок трансформаторов, и коэффициент несовпадения максимумов нагрузки подстанций разных классов напряжений соответственно, которые в зависимости от характера нагрузки принимается в соответствии с методическими указаниями по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов, утвержденными приказом Минэнерго России от 06.05.2014 N 250, - индекс ступеней напряжения.

58. Изменение электрической нагрузки подстанций за счет присоединения прочих новых потребителей мощностью в году t определяется по формуле:

(234)

где - сумма прироста заявленных мощностей прочих новых потребителей по подстанции i в соответствии с выданными в установленном порядке техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям, - коэффициент реализации технических условий на технологическое присоединение в рассматриваемой энергосистеме, определяемый для каждого года расчетного периода по формуле:

(235)

где - прогнозное значение максимальной электрической нагрузки энергосистемы в году t.

59. Изменение электрической нагрузки собственных нужд электростанций в году t принимается в соответствии с планами ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) генерирующего оборудования в году t и принимается для действующего генерирующего оборудования - по отчетным данным, для нового генерирующего оборудования - по проектным данным, при отсутствии указанной информации определяется по формуле:

(236)

где - установленная (номинальная) мощность вводимого (выводимого) в году t генерирующего оборудования электростанции (для выводимого генерирующего оборудования принимается отрицательным значением); - коэффициент, принимаемый в соответствии с Приложением 4, - индекс генерирующего оборудования.

60. Коэффициент реактивной электрической нагрузки подстанции принимается на основании анализа отчетных и проектных данных, при отсутствии указанной информации коэффициент реактивной составляющей нагрузки (tg ) принимается в соответствии с порядком расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, утвержденным приказом Минэнерго России от 23.06.2015 N 380.

61. Для определения электрической нагрузки подстанции на час совмещенного максимума электрической нагрузки энергосистемы величина расчетной электрической нагрузки подстанции умножается на соответствующий коэффициент совмещения электрической нагрузки энергосистемы, который определяется в соответствии с пунктом 105 (при совмещении с максимальной электрической нагрузкой ОЭС) или пунктом 107 (при совмещении с максимальной электрической нагрузкой ЕЭС России).

62. Для расчета электрической нагрузки подстанции для других характерных часов суток и периодов года величина расчетной электрической нагрузки подстанции корректируется путем умножения на дополнительный коэффициент, учитывающий изменение нагрузки в зависимости от сезона и времени суток, который определяется по результатам статистической обработки суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы за базовый период.

63. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов и автотрансформаторов на подстанции производится на основе величины полной расчетной электрической нагрузки подстанции, определяемой в соответствии с пунктами 349 - 356 с учетом срока службы установленного трансформаторного оборудования и фактических ограничений, связанных с длительно и аварийно допустимой его загрузкой.

64. Мощность силовых трансформаторов и автотрансформаторов на подстанции должна выбираться таким образом, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта (или замены) оставшиеся в работе трансформаторы (автотрансформаторы) с учетом их допустимой перегрузки, запаса пропускной способности по сетям низших классов напряжения, а также резерва генерирующих мощностей, обеспечивали питание нагрузки потребителей в полном объеме.

65. При установке однотипных трансформаторов (автотрансформаторов) их мощность должна удовлетворять следующим условиям:

(237)

(238)

(239)

где - установленная мощность силовых трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции, - количество однотипных трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции, - расчетная полная электрическая нагрузка подстанции на пятый год эксплуатации, определяемая в соответствии с пунктами 349 - 356, - часть нагрузки подстанции, резервируемая по сетям низших классов напряжения, - коэффициент допустимой аварийной загрузки трансформаторов (автотрансформаторов), - коэффициент длительно допустимой загрузки трансформаторов (автотрансформаторов).

66. При обосновании количества и мощности силовых трансформаторов (автотрансформаторов) подстанций не должны рассматриваться ситуации отключения двух и более трансформаторов (автотрансформаторов) за исключением случаев их подключения через общий выключатель.

67. Коэффициенты длительно допустимой и допустимой аварийной загрузки силовых трансформаторов (автотрансформаторов) определяется данными заводов-изготовителей и результатами оценки технического состояния установленного трансформаторного оборудования. При отсутствии таких данных коэффициент допустимой аварийной загрузки (в течение суток) масляных трансформаторов (автотрансформаторов) номинальным напряжением 110 кВ и выше следует принимать в соответствии с таблицей 4 Приложения 8. Коэффициент длительно допустимой (без ограничения по времени) загрузки трансформаторов (автотрансформаторов) со сроком службы менее 30 лет принимается не выше 1,05, а для (авто) трансформаторов со сроком службы 30 лет и более - равным 1.

68. Если от обмотки низшего напряжения автотрансформатора осуществляется электроснабжение потребителей, а также в случае присоединения к обмотке низшего напряжения автотрансформатора генераторов или СКРМ, требуется проверка загрузки общей обмотки и обмотки низкого напряжения автотрансформатора, которая осуществляется в соответствии с формулами:

,	(240) (241)

где - загрузка общей обмотки автотрансформатора, - загрузка обмоток высокого и низкого напряжения автотрансформатора, - коэффициент выгодности автотрансформатора, определяемый по формуле:

(242)

69. Число трансформаторов ВН/6-10 (20) кВ, устанавливаемых на подстанциях, следует принимать равным двум. Установка на подстанции одного трансформатора ВН/6-10 (20) кВ допускается временно (на первом этапе развития двухтрансформаторной подстанции) при условии обеспечения резервирования нагрузки потребителей (с учетом категории надежности электроснабжения) по сети низкого напряжения.

70. Установка более двух трансформаторов (автотрансформаторов), обеспечивающих передачу мощности между распределительными устройствами двух (трех) классов напряжения, допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании.

71. В целях снижения потерь электрической энергии количество уровней трансформации на подстанциях должно быть минимизировано.

72. На подстанциях с высшим классом напряжения 220 кВ и выше с распределительными устройствами трех и более классов напряжения должен использоваться принцип последовательной трансформации. Создание параллельных трансформаторных связей между распределительными устройствами трех и более классов напряжения допускается только в случае отсутствия перегрузки трансформаторного оборудования в нормальном, ремонтных и послеаварийных режимах из-за наличия кольцевых связей.

73. Средства компенсации реактивной мощности (СКРМ) и устройства FACTS самостоятельно или в совокупности с генераторами электростанций и устройствами регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов (автотрансформаторов) (далее - РПН) предназначены для:

а) поддержания уровней напряжения в электрической сети и на выводах электроприемников и генераторов электростанций в допустимых пределах в соответствии с ГОСТ Р 55195-2012, ГОСТ 32144 - 2013;

б) поддержания величины реактивной мощности и напряжения синхронных генераторов в пределах, установленных правилами технической эксплуатации электрических станций, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики, паспортными данными и результатами испытаний генерирующего оборудования;

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

г) повышения пропускной способности электрической сети при её ограничении по условиям статической и (или) динамической устойчивости;

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

е) снижения потерь электрической энергии в электрической сети;

ж) обеспечение условий эксплуатации отдельных элементов электрической сети, включая обеспечения условий включения линий электропередачи, гашения дуги в паузе однофазного автоматического повторного включения линии электропередачи, снижения внутренних (резонансных и коммутационных) перенапряжений на линиях электропередачи, фильтрации гармоник тока и симметрирования напряжений на участках электрической сети, где нарушаются требования ГОСТ 32144 - 2013 в части показателей, характеризующих несинусоидальность и несимметрию напряжений.

74. В электрической сети класса напряжения 35 кВ и выше рекомендуется применять следующие виды СКРМ:

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

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

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

75. Применение других типов СКРМ, не указанных в пункте 370 (фильтро-компенсирующих устройств, синхронных (асинхронизированных) компенсаторов, пофазно-регулируемых СКРМ и др.), а также устройств FACTS (устройств продольной компенсации, фазоповоротных устройств и др.) допускается при дополнительном технико-экономическом обосновании.

76. Определение потребности в СКРМ и устройствах FACTS и выбор их параметров выполняется на основании расчетов установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы с использованием перспективной расчетной модели и балансов реактивной мощности в отдельных узлах сети.

77. В рамках предварительной оценки потребности в СКРМ в целях поддержания допустимых уровней напряжения в электрической сети, рекомендуется исходить из 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 должны использоваться для линий электропередачи, отходящих от электростанций, большие - для линий электропередачи с реверсивным режимом работы.

78. Выбор СКРМ, необходимых по условию обеспечения допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети в нормальной схеме электрической сети в нормальном и послеаварийных режимах, и обоснование применения СКРМ, а также устройств FACTS по условиям нормализации напряжения в наиболее тяжелых схемно-режимных ситуациях (послеаварийный режим в ремонтной схеме электрической сети), повышения пропускной способности электрической сети, снижения потерь электрической энергии следует выполнять при технико-экономическом обосновании варианта развития электрической сети в рамках решаемой задачи в соответствии с требованиями разделов XI - XIV.

79. Для линий электропередачи класса напряжения 110 - 330 кВ протяженностью более 200 км и всех линий класса напряжения 500 кВ и выше должны выполняться расчеты режимов одностороннего включения линий электропередачи для определения необходимости установки СКРМ по условию ограничения напряжения на разомкнутом конце линии электропередачи.

80. При проектировании развития электрической сети осуществляется предварительное определение основных параметров СКРМ: типа, мощности, номинального напряжения и места подключения. Уточнение параметров СКРМ производится при конкретном проектировании.

81. При определении необходимости установки СКРМ для обеспечения допустимых уровней напряжения и выбора их параметров необходимо руководствоваться следующим:

а) в расчетах установившихся режимов наибольшие расчетные значения напряжения в узлах электрической сети должны быть не выше наибольших рабочих напряжений электрической сети в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем;

б) в расчетах установившихся режимов наименьшие расчетные значения напряжения на шинах подстанций с высшим классом напряжения 110 - 750 кВ должны обеспечивать возможность поддержания уровней напряжения в примыкающих распределительных электрических сетях 6 - 35 кВ с учетом использования устройств РПН понижающих трансформаторов в соответствии с ГОСТ 32144 - 2013 и коэффициента запаса статической устойчивости по напряжению в узле нагрузки в нормальном и послеаварийном режиме не ниже значений, установленных методическими указаниями по устойчивости энергосистем.

в) в режимах одностороннего включения линий электропередачи расчетные уровни напряжения должны быть не выше наибольших рабочих напряжений электрической сети в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем.

82. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций и атомных электростанций, а также параметров оборудования (разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи, ограничителей перенапряжения и др.) осуществляется в соответствии с методическими указаниями по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим классом напряжения 35 - 750 кВ, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

83. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, а также параметров оборудования (разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи, ограничителей перенапряжения и др.) осуществляется в соответствии с методическими указаниями по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

84. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств тепловых электростанций, а также параметров оборудования (разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей, конденсаторов связи, ограничителей перенапряжения и др.) осуществляется в соответствии с методическими указаниями по технологическому проектированию тепловых электростанций, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

85. При проектировании развития энергосистем должны быть определены максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети и при необходимости определены (обоснованы) новые контролируемые сечения электрической сети и максимально допустимые перетоки активной мощности в них.

86. Максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети определяются путем расчетов статической и динамической устойчивости с использованием перспективной расчетной модели для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем.

87. В нормальной схеме электрической сети при возникновении нормативного возмущения группы I в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем не допускается действие противоаварийной автоматики.

88. Состав контролируемых сечений электрической сети, а также величины максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях электрической сети должны быть согласованы системным оператором (субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах).

89. Состав контролируемых сечений электрической сети ЕЭС России и значения максимально допустимых перетоков активной мощности в них используются при формировании расчетной многозонной модели ЕЭС России в соответствии с пунктом 126.

90. При проектировании развития электрической сети в целях проверки соответствия отключающей способности выключателей, установленных в распределительных устройствах подстанций и электростанций, прогнозным значениям токов короткого замыкания, и определения необходимости разработки мероприятий по ограничению токов короткого замыкания выполняются расчеты токов короткого замыкания.

91. Расчеты токов короткого замыкания выполняются в соответствии с ГОСТ Р 52735-2007.

92. Проверка выключателей по относительному содержанию апериодической составляющей тока, току включения, термической стойкости, электродинамической стойкости, параметрам переходного восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя выполняется при конкретном проектировании.

93. При проектировании развития электрической сети уровень токов короткого замыкания не должен превышать следующих значений:

в сетях класса напряжения 110 - 150 кВ 31,5 кА,

в сетях класса напряжения 220 - 330 кВ 40 кА,

в сетях класса напряжения 500 - 750 кВ 63 кА.

94. Превышение значений, указанных в пункте 389, допускается только при наличии технико-экономического обоснования нецелесообразности выполнения мероприятий по ограничению токов короткого замыкания.

95. При превышении тока короткого замыкания значений, указанных в пункте 389, на отдельных присоединениях должны предусматриваться мероприятия по ограничению токов короткого замыкания:

а) использование токоограничивающих устройств и реакторов;

б) использование трансформаторного оборудования с увеличенным реактивным сопротивлением;

в) стационарное и автоматическое опережающее деление сети;

г) заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через резисторы или реакторы, автотрансформаторы без третичной обмотки для ограничения токов однофазных (несимметричных) коротких замыканий;

96. Выбор конкретных мероприятий по ограничению токов короткого замыкания осуществляется на основе технико-экономического сравнения различных их вариантов.

XI. Проектирование развития межсистемных электрических связей.

1. Обоснование сооружения новых или увеличения пропускной способности существующих межсистемных электрических связей, в том числе при объединении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем или их присоединении к ЕЭС России, осуществляется при определении рекомендуемой структуры генерирующих мощностей в соответствии с пунктами 127 - 146 (при объединении технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем или их присоединении к ЕЭС России - с учетом пункта 150).

2. Обоснование сооружения новых или увеличения пропускной способности существующих межсистемных электрических связей осуществляется при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, схемы и программы развития ЕЭС России.

3. Обоснованная величина пропускной способности межсистемной электрической связи определяется в соответствии с подпунктом а) пункта 146.

4. Для обоснования технических решений по сооружению (усилению) межсистемной электрической связи в соответствии с требованиями раздела Х методических указаний формируется не менее двух вариантов сооружения новых линий электропередачи с различными точками (подстанциями) их примыкания. 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 FACTS.

5. Для сформированных в соответствии с пунктом 396 вариантов с использованием перспективной расчетной модели должны быть проведены:

а) расчеты установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы для характерных режимов, указанных в пункте 306, для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем на год ввода в эксплуатацию новых объектов электросетевого хозяйства и на перспективу пять лет;

в) расчеты токов короткого замыкания на год ввода в эксплуатацию новых объектов электросетевого хозяйства и на перспективу пять лет, на основании которых должны быть определены требования к коммутационному оборудованию, рекомендации по замене коммутационного оборудования и при необходимости разработаны мероприятия по ограничению токов короткого замыкания;

г) анализ баланса реактивной мощности в узлах прилегающей электрической сети на год ввода в эксплуатацию новых объектов электросетевого хозяйства и на перспективу пять лет и определен объем необходимых средств компенсации реактивной мощности.

6. При обосновании варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи дополнительно рассматривается вариант отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи, при этом для указанного варианта при обосновании предусматриваются затраты на сооружение и эксплуатацию дополнительных генерирующих мощностей (включая затраты на объекты электросетевого хозяйства для выдачи их мощности), необходимых для обеспечения баланса мощности, включая нормативный резерв генерирующих мощностей, в энергозонах, сооружение (усиление) межсистемной электрической связи между которыми рассматривается, при отказе от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи.

7. Выбор рекомендуемого варианта усиления контролируемого сечения осуществляется на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат :

, (243)

где d - ставка дисконтирования, - длительность расчетного периода в соответствии с пунктом 140, - капитальные вложения на сооружение объектов электросетевого хозяйства в году t, определяемые в соответствии с пунктом 400, - эксплуатационные расходы для объектов электросетевого хозяйства в году t, определяемые в соответствии с пунктом 401, - соответственно капитальные вложения и условно-постоянные затраты в году t на сооружение генерирующих мощностей для варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи в соответствии с пунктом 398, определяемые в соответствии с подпунктами а) и в) пункта 131 для генерирующей технологии, замыкающей баланс мощности в рассматриваемой энергозоне, - величина экономии топливных затрат в году t за счет оптимизации режимов работы электростанций для рассматриваемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи, определяемая в соответствии с пунктом 402.

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

, (244)

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

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

, (245)

где - коэффициент, принимаемый в соответствии с таблицей 5 Приложения 8.

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

, (246)

где и - совокупный расход f-го вида топлива в r-й энергозоне на тепловых электростанциях в году t, принимаемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 241 - 247 и оценки потребности в топливе в соответствии с разделом VIII, для рассматриваемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи и для варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической связи соответственно, - прогнозная цена f-го вида топлива в r-й энергозоне в году t, принятая в соответствии с подпунктом д) пункта 125, и - объем производства электрической энергии на атомных электростанциях i-го технологического типа в году t, принимаемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 241 - 247 для рассматриваемого варианта сооружения (усиления) межсистемной электрической связи и варианта отказа от сооружения (усиления) межсистемной электрической соответственно, - топливная составляющая себестоимости электрической энергии атомных электростанций i-го технологического типа в году t, принимаемая по типовым технико-экономическим показателям.

11. По результатам технико-экономического сравнения для реализации принимается вариант сооружения (усиления) межсистемной электрической связи, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных по формуле (243).

12. Для выбранного варианта сооружения (усиления, отказа от сооружения (усиления)) межсистемной электрической связи повторно выполняется формирование балансов мощности и электрической энергии в соответствии c разделами V - VII соответственно.

XII. Проектирование развития электрической сети для выдачи мощности электростанций

1. Выбор основных технических решений схемы выдачи мощности объектов по производству электрической энергии (далее - схема выдачи мощности) выполняется на основе планов развития энергосистем в соответствии с документами перспективного развития электроэнергетики.

2. Схема выдачи мощности разрабатывается в соответствии с требованиями пунктов 188, 189 Правил технологического функционирования энергосистем.

3. Схема выдачи мощности электростанций (кроме СЭС и ВЭС) установленной мощностью 50 МВт и более дополнительно к требованиям пункта 406 должна соответствовать требованиям пунктов 408 - 411.

4. При ремонте одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи, автотрансформатора связи распределительных устройств электростанции, выключателя или системы шин распределительного устройства электростанции или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (далее - единичная ремонтная схема) должна обеспечиваться выдача всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора электрической нагрузки на собственные нужды.

5. Для электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 330 кВ и выше, а также для атомных электростанций независимо от класса напряжения распределительного устройства:

б) в единичной ремонтной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I или II в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме, при этом для атомных электростанций объем противоаварийного управления не должен превышать установленную мощность самого крупного энергоблока электростанции.

6. Для электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 220 кВ и ниже (за исключением атомных электростанций):

а) в нормальной схеме электрической сети при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов и длительную разгрузку турбин (ограничение мощности); допустимость воздействия противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин для обеспечения динамической устойчивости при возникновении одного нормативного возмущения группы III в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем определяется при конкретном проектировании;

б) в единичной ремонтной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I или II в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме.

7. Для всех типов электростанций независимо от класса напряжения распределительного устройства в нормальной схеме электрической сети при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем и в единичной ремонтной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I или II в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем допускается воздействие противоаварийной автоматики на импульсную разгрузку турбин.

8. При определении объема электросетевого строительства необходимо учитывать этапы ввода генерирующих мощностей на электростанции, в том числе выделение пусковых комплексов, а также графики набора мощности энергоблоками атомных электростанций до их ввода в промышленную эксплуатацию.

9. Для обоснования технических решений по схеме выдачи мощности в соответствии с требованиями раздела Х и пунктов 406 - 412 формируется не менее двух вариантов схемы выдачи мощности с различными точками (подстанциями) примыкания к энергосистеме.

10. Для сформированных в соответствии с пунктом 413 вариантов схемы выдачи мощности с использованием перспективной расчетной модели должны быть проведены:

а) расчеты установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы для характерных режимов в соответствии с пунктом 306 для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем на год ввода в эксплуатацию каждого агрегата (энергоблока) электростанции и на перспективу пять лет после ввода последнего планируемого агрегата (энергоблока), при этом для схем выдачи мощности ГЭС, имеющих максимальную располагаемую мощность в паводковый период, также должен быть рассмотрен режим паводка, а для схем выдачи мощности СЭС - режим максимальной солнечной активности;

б) расчеты статической и динамической устойчивости для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, на основании которых необходимо определить (пересмотреть) принципы действия и состав устройств противоаварийной автоматики, определить необходимые объемы управляющих воздействий противоаварийной автоматики для обеспечения устойчивости электростанции и обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима на год ввода в эксплуатацию каждого агрегата (энергоблока) электростанции и на перспективу пять лет после ввода в эксплуатацию последнего планируемого агрегата (энергоблока) с учетом требований пунктов 409 - 411, а также определить величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях (в том числе, в сечении выдачи мощности электростанции), на максимально допустимый переток активной мощности в которых оказывает влияние состав и (или) режим работы генерирующего оборудования электростанции и состояние элементов схемы выдачи мощности электростанции;

в) расчеты токов короткого замыкания на шинах электростанции и в прилегающей сети на год ввода в эксплуатацию каждого агрегата (энергоблока) электростанции и на перспективу пять лет после ввода в эксплуатацию последнего планируемого энергоблока, по результатам которых должны быть определены требования к коммутационному оборудованию на электростанции, а также, при необходимости, рекомендации по замене коммутационного оборудования на объектах в прилегающей сети и (или) разработаны мероприятия по ограничению токов короткого замыкания;

г) анализ баланса реактивной мощности в узлах электрической сети на год в эксплуатацию каждого агрегата (энергоблока) электростанции и на перспективу пять лет после ввода в эксплуатацию последнего планируемого агрегата (энергоблока) и определен объем необходимых средств компенсации реактивной мощности, для ГЭС должна быть учтена возможность работы генераторов в режиме синхронного компенсатора.

11. Выбор рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности осуществляется на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат :

, (247)

12. По результатам технико-экономического сравнения для реализации принимается вариант схемы выдачи мощности, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных по формуле (247).

13. Для выбранного варианта схемы выдачи мощности определяются основные технические решения по оснащению электрических сетей и электростанции устройствами делительной автоматики, а также схема подачи напряжения на полностью остановленную электростанцию и выполняется камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи.

14. Разработка и согласование схемы выдачи мощности осуществляется в соответствии с правилами разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

XIII. Проектирование развития электрической сети для внешнего электроснабжения потребителей

1. Выбор основных технических решений схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих установок потребителей (далее - схема внешнего электроснабжения) выполняется на основании планов развития энергосистем в соответствии с документами перспективного развития электроэнергетики.

2. Схема внешнего электроснабжения разрабатывается с учетом требований пункта 187 Правил технологического функционирования энергосистем.

3. При разработке схемы внешнего необходимо учитывать этапы ввода в работу энергопринимающих устройств, а также заявленную категорию надежности электроснабжения.

4. Для обоснования технических решений по схеме внешнего электроснабжения в соответствии с требованиями раздела Х формируется не менее двух вариантов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих установок потребителя с различными точками (подстанциями) примыкания к энергосистеме. При разработке схемы внешнего электроснабжения, удаленных от энергосистемы, необходимо дополнительно рассматривать вариант, предусматривающий электроснабжение от собственных генерирующих мощностей, устанавливаемых непосредственно у потребителя.

5. Для сформированных в соответствии с пунктом 422 вариантов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих установок потребителя с использованием перспективной расчетной модели должны быть проведены:

а) расчеты установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы для характерных режимов, указанных в пункте 306, для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу пять лет;

б) расчеты статической и динамической устойчивости для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденных уполномоченным органом в сфере электроэнергетики, на основании результатов которых должны быть определены принципы действия и состав устройств противоаварийной автоматики, необходимые объемы управляющих воздействий противоаварийной автоматики для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу пять лет с учетом требований к надежности электроснабжения энергопринимающих устройств, а также величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях, на максимально допустимый переток активной мощности в которых оказывает влияние состав и (или) режим работы элементов схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств;

в) расчеты токов короткого замыкания на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу пять лет, по результатам которых должны быть определены требования к отключающей способности коммутационного оборудования, а также, при необходимости, рекомендации по замене коммутационного оборудования на объектах в прилегающей сети и (или) разработаны мероприятия по ограничению токов короткого замыкания;

г) анализ баланса реактивной мощности в узлах электрической сети на год ввода в работу энергопринимающих устройств и на перспективу пять лет и определен объем необходимых средств компенсации реактивной мощности.

6. Выбор рекомендуемого варианта схемы внешнего электроснабжения осуществляется на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат :

, (248)

где d - ставка дисконтирования, - длительность расчетного периода в соответствии с пунктом 140, - капитальные вложения на сооружение объектов электросетевого хозяйства в году t, определяемые в соответствии с пунктом 400, - эксплуатационные расходы для объектов электросетевого хозяйства в году t, определяемые в соответствии с пунктом 401, - соответственно капитальные вложения и условно-постоянные затраты на сооружение генерирующих мощностей для варианта, предусматривающего электроснабжение от собственных генерирующих мощностей, устанавливаемых непосредственно у потребителя, определяемые для генерирующей технологии, наиболее эффективной с учетом режима работы энергопринимающих установок, технологических процессов потребителя, в том числе его потребности в тепловой энергии, а также территориально доступных энергоресурсов.

7. По результатам технико-экономического сравнения для реализации принимается вариант схемы внешнего электроснабжения, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных по формуле (248).

8. Для выбранного варианта схемы внешнего электроснабжения выполняется камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи.

9. Разработка и согласование схемы внешнего электроснабжения осуществляется в соответствии с правилами разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, утвержденными уполномоченным органом в сфере электроэнергетики.

XIV. Проектирование развития электрической сети при разработке компенсационных мероприятий в связи с выводом из эксплуатации объектов электроэнергетики

1. Разработка компенсационных мероприятий в связи с выводом из эксплуатации объектов электроэнергетики (далее - компенсационные мероприятия) осуществляется при разработке документов перспективного развития электроэнергетики.

2. Для обоснования компенсационных мероприятий в соответствии с требованиями раздела Х формируется не менее двух вариантов компенсационных мероприятий, включая варианты замещающего строительства генерирующих мощностей и объектов электросетевого хозяйства.

3. Для сформированных в соответствии с пунктом 429 вариантов компенсационных мероприятий с использованием перспективной расчетной модели должны быть проведены:

а) расчеты установившихся электроэнергетических режимов энергосистемы для характерных режимов, указанных в пункте 306, для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем на год вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики и на перспективу пять лет;

б) расчеты статической и динамической устойчивости для нормальной и основных ремонтных схем электрической сети, а также нормативных возмущений в указанных схемах в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, на основании результатов которых должны быть определены принципы действия и состав устройств противоаварийной автоматики, необходимые объемы управляющих воздействий противоаварийной автоматики для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима на год вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики и на перспективу пять лет, а также величины максимально допустимых перетоков активной мощности в соответствии с в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях, на максимально допустимый переток активной мощности в которых оказывают влияние планируемые к выводу из эксплуатации объекты электроэнергетики и компенсационные мероприятия;

в) расчеты токов короткого замыкания на год вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики и на перспективу пять лет, по результатам которых должны быть определены требования к отключающей способности коммутационного оборудования, а также, при необходимости, рекомендации по замене коммутационного оборудования на объектах в прилегающей сети и (или) разработаны мероприятия по ограничению токов короткого замыкания;

г) анализ баланса реактивной мощности в узлах электрической сети на год вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики и на перспективу пяти лет и определен объем необходимых средств компенсации реактивной мощности.

4. Выбор рекомендуемого варианта компенсационных мероприятий осуществляется на основании технико-экономического сравнения вариантов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат :

, (249)

5. По результатам технико-экономического сравнения для реализации принимается вариант компенсационных мероприятий, обеспечивающий минимальное значение суммарных дисконтированных затрат, определенных по формуле (249).

6. При разработке компенсационных мероприятий должна быть дополнительно рассмотрена экономическая целесообразность варианта сохранения в работе планируемого к выводу из эксплуатации оборудования с учетом его фактических технико-экономических показателей. Для генерирующего оборудования указанный вариант рассматривается с учетом возможного его участия в балансах мощности и электрической энергии по результатам расчетов в соответствии с разделами V и VII.

7. Для выбранного варианта компенсационных мероприятий выполняется камеральная проработка вариантов прохождения трасс линий электропередачи.

XV. Оценка экономических результатов реализации документов перспективного развития электроэнергетики

1. Оценка экономических результатов реализации документов перспективного развития электроэнергетики выполняется в целях:

а) определения необходимых объемов и динамики капиталовложений, исходя из обоснованных в соответствии с методическими указаниями объемов реконструкции, модернизации и нового строительства электростанций и объектов электросетевого хозяйства;

б) обоснования необходимой валовой выручки и необходимого уровня среднеотпускных цен электрической энергии для обеспечения финансирования прогнозных эксплуатационных и капитальных затрат электроэнергетики (далее - отрасль);

в) оценки рисков недостижения определенных в соответствии с методическими указаниями объемов и сроков реализации инвестиционных решений в части нового строительства, модернизации и реконструкции объектов электроэнергетики в условиях неопределенности ценовой политики в сфере топливно-энергетического комплекса;

г) оценки достаточности действующих механизмов ценообразования на электрическую энергию, мощность и тепловую энергию для финансирования прогнозных эксплуатационных и капитальных затрат отрасли и обоснования необходимых изменений ценовой политики государства в сфере топливно-энергетического комплекса.

2. Оценка экономических результатов реализации документов перспективного развития электроэнергетики выполняется для всего периода прогнозирования () по отрасли в целом и с выделением ее отдельных производственных сегментов n (далее - сегменты отрасли):

а) для генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики - деятельность по производству электрической энергии в целом (далее - генерация) и ее сегменты, дифференцированные по типам электростанций (тепловая генерация, атомная генерация, гидрогенерация, генерация на базе возобновляемых источников энергии; далее - сегменты генерации), основная и распределительная электрическая сеть (далее - сегменты электросетевого хозяйства);

б) для схемы и программы развития ЕЭС России - генерация в целом и сегменты генерации; основная электрическая сеть;

в) для схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации - распределительная электрическая сеть в границах соответствующей энергосистемы субъекта Российской Федерации.

3. Исходными данными для оценки экономических результатов реализации документов перспективного развития электроэнергетики являются:

а) прогнозные производственные показатели электроэнергетики, в том числе установленная мощность электростанций, объемы ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по генерирующим технологиям разного типа, учтенные при формировании балансов мощности в соответствии с разделом V, годовые объемы производства и отпуска электрической энергии по генерирующим технологиям разного типа, определяемые при формировании оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с пунктами 241 - 247, суммарный отпуск тепловой энергии, а также расход топлива (по видам) на ТЭС, определяемый в соответствии с разделом VIII;

б) типовые технико-экономические показатели рассматриваемых инвестиционных решений для генерирующих мощностей разного типа и прогнозные цены топлива, принятые в соответствии с подпунктами г) и д) пункта 125;

в) укрупненные стоимостные показатели объектов электросетевого хозяйства, принятые в соответствии с УНЦ;

г) данные публичной финансовой отчетности субъектов электроэнергетики в части объема и структуры их выручки, себестоимости, валовой и чистой прибыли, структуры капитала, стоимости основных производственных средств;

д) показатели инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (утвержденных уполномоченным органом в сфере электроэнергетики и иных при условии их публичной доступности) в части динамики капиталовложений, структуры их финансирования и целевых коэффициентов финансовой устойчивости;

е) прогноз социально-экономического развития Российской Федерации в части ценовых параметров развития электроэнергетики и топливных отраслей;

ж) иные нормативные показатели, предусмотренные законодательством Российской Федерации, в том числе процентные ставки по кредитам с государственными гарантиями, коэффициент дивидендных выплат, определяемый Правительством Российской Федерации для субъектов электроэнергетики с государственным участием в уставном капитале.

4. Оценка экономических результатов реализации документов перспективного развития электроэнергетики выполняется в сопоставимых ценовых параметрах с приведением всех финансово-экономических показателей к ценам базового года.

5. Потребность в капиталовложениях по каждому сегменту генерации n в году t определяется суммированием капитальных затрат по всем входящим в состав этого сегмента генерирующим технологиям i ( ) во всех энергозонах r с учетом сроков строительства по следующей формуле:

, (250)

где - величина вводимой установленной мощности для генерирующей технологии i, - удельные капиталовложения на единицу установленной мощности генерирующей технологии i, принимаемые на основе типовых технико-экономических показателей в соответствии с подпунктом г) пукнта 125, - доля капиталовложений в год строительства для i-й генерирующей технологии ().

6. Потребность в капиталовложениях по каждому сегменту электросетевого хозяйства n в году t определяется суммированием капитальных затрат по всем входящим в состав этого сегмента отрасли новым и реконструируемым объектам i электросетевого хозяйства, обоснованным в соответствии с разделами XI - XIV по следующей формуле:

. (251)

7. Для объектов электроэнергетики, мощность или класс напряжения которых не соответствуют параметрам объектов электроэнергетики, подлежащих обоснованию в документе перспективного развития электроэнергетики, потребность в капиталовложениях определяется укрупнено, с учетом документов перспективного развития электроэнергетики нижестоящего уровня, инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных уполномоченным органом в сфере электроэнергетики, а также отчетных данных о доле капиталовложений по указанным объектам электроэнергетики в суммарных капиталовложениях отрасли.

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

9. Объем топливных затрат тепловой генерации в году t определяется по формуле:

, (252)

где - совокупный расход f-го вида топлива на тепловых электростанциях в r-й энергозоне в году t, принимаемый по результатам оценки потребности, выполненной в соответствии с разделом VIII, - прогнозная цена f-го вида топлива в r-й энергозоне в году t, принятая в соответствии с подпунктом д) пункта 125.

10. Объем топливных затрат атомной генерации в году t определяется по формуле:

, (253)

где - объем производства электрической энергии на атомных электростанциях i-го технологического типа в году t, принимаемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 241 - 247, - топливная составляющая себестоимости электрической энергии, производимой атомными электростанциями i-го технологического типа в году t, принимаемая по типовым технико-экономическим показателям.

11. Прогноз амортизационных отчислений в каждом сегменте n отрасли выполняется по формуле:

, (254)

где - норма амортизации в п-м сегменте отрасли, принимаемая на основе анализа отчетных данных, - стоимость основных производственных средств, рассчитываемая на начало года t по формуле:

, (255)

где - объем капиталовложений, определяемый по формуле (250) для сегментов генерации и по формуле (251) для сегментов электросетевого хозяйства. На первый год расчетного период (t=1) значения показателей в формуле (255) принимаются на основе отчетных данных по отдельным субъектам электроэнергетики из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм публичной финансовой отчетности субъектов электроэнергетики.

12. Объем условно-постоянных эксплуатационных затрат по каждому сегменту n генерации в году t определяется суммированием соответствующих затрат по всем входящим в состав этого сегмента отрасли генерирующим технологиям i во всех энергозонах r в соответствии с формулой:

, (256)

где - установленная мощность генерирующей технологии i-го типа в r-й энергозоне в году t, - удельные условно-постоянные затраты i-й генерирующей технологии в r-й энергозоне в году t.

13. Для генерирующих технологий, соответствующих действующим электростанциям, значение принимается на основе усредненных отчетных данных с учетом потенциала изменения этих затрат в перспективе (при наличии экспертных и (или) нормативных показателей динамики такого изменения). Для генерирующих технологий, соответствующих инвестиционным решениям по реконструкции, модернизации и новому строительству, значение принимается в соответствии с подпунктом г) пункта 125.

14. Объем условно-постоянных эксплуатационных затрат по каждому сегменту n электросетевого хозяйства в году t определяется в соответствии с формулой:

, (257)

где - стоимость основных производственных средств, рассчитываемая на начало соответствующего года по формуле (255), - 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, - коэффициент эскалации (снижения) затрат, принимаемый на основе отчетных данных или нормативных показателей повышения эксплуатационной эффективности субъектов электроэнергетики, осуществляющих деятельность по передаче и распределению электрической энергии. Для первого года расчетного периода (t=1) значения показателей, используемых в формуле (257), определяются на основе соответствующих данных из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм публичной финансовой отчетности субъектов электроэнергетики.

15. Суммарные эксплуатационные затраты каждого из сегментов n отрасли рассчитываются по формуле:

. (258)

16. Расчет необходимой валовой выручки (далее - НВВ) и формирование сводного финансового баланса производится для каждого из n сегментов отрасли, а также для отрасли в целом. Соответствующие расчеты выполняются для каждого года t расчетного периода.

17. Величина НВВ каждого из n сегментов отрасли в году t рассчитывается по формуле:

, (259)

где - необходимая валовая прибыль сегмента отрасли, определяемая в соответствии с формулой:

, (260)

где - необходимая чистая прибыль сегмента отрасли, определяемая в соответствии с пунктом 452, - налог на прибыль сегмента отрасли, определяемый в соответствии с пунктом 455, - налог на имущество сегмента отрасли, определяемый в соответствии с пунктом 456, - расходы сегмента отрасли на обслуживание заемных средств, определяемые в соответствии с пунктом 457.

18. Величина необходимой чистой прибыли каждого из n сегментов отрасли определяется из его сводного финансового баланса как замыкающий источник финансирования инвестиций, рассчитывающийся в соответствии с формулой:

, (261)

где - потребность сегмента отрасли в капиталовложениях, определяемая в соответствии с пунктами 439, 440, - амортизационные отчисления сегмента отрасли, определяемые в соответствии с 445, , - допустимые объемы привлечения и возврата ранее привлеченных заемных средств соответственно, определяемые в соответствии с пунктом 453, - объем государственных субсидий (в случае, если сегмент отрасли является получателем таких субсидий), задаваемый на основе решений органов государственной власти в установленном порядке, - коэффициент, отражающий долю чистой прибыли предшествующего года, распределяемую на дивиденды, значение которого коэффициента принимается на основе отчетных данных или целевых, нормативно утвержденных показателей по данному сегменту отрасли (при их наличии).

19. Допустимый объем привлечения заемных средств сегмента отрасли в году t определяется с учетом ограничения совокупного объема заемных средств на конец каждого года t исходя из условия:

, (262)

где - средневзвешенный срок возврата привлеченных кредитов и займов, принимаемый на основе отчетных данных или целевых показателей по данному сегменту отрасли (при их наличии), - предельно допустимая величина заемных средств сегмента отрасли, определяемая в соответствии с пунктом 454; на первый год расчетного периода (t=1) значения показателей в формуле (262) принимаются на основе соответствующих данных из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм публичной финансовой отчетности субъектов электроэнергетики.

20. Значение предельно допустимой величины заемных средств для сегмента n отрасли выбирается с учетом существующей практики инвестиционного планирования, требований по финансовой устойчивости, предъявляемых к работающим в сегменте n отрасли субъектам электроэнергетики с государственным участием, целевых показателей по сегменту n отрасли (при их наличии) и может быть задано:

а) абсолютным значением;

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

; (263)

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

; (264)

где - коэффициент, отражающий величину чистого оборотного капитала сегмента n отрасли относительно стоимости основных производственных средств в году t; значение указанного коэффициента принимается на основе отчетных данных или целевых показателей по соответствующему сегменту отрасли (при их наличии).

21. Величина налога на прибыль сегмента n отрасли в году t при расчете НВВ определяется по формуле:

, (265)

где - ставка налога на прибыль, определяемая в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

22. Величина налога на имущество сегмента n отрасли в году t определяется по формуле:

, (266)

где - ставка налога на имущество, определяемая в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

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

, (267)

где - средневзвешенная процентная ставка по заемным средствам для сегмента n отрасли в году t.

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

25. Общая величина НВВ генерации, относимая на электрическую энергию, определяется суммированием НВВ всех сегментов генерации за вычетом их прогнозной выручки от продажи тепловой энергии:

, (268)

где - суммарный отпуск тепла от электростанций сегмента n генерации, - прогнозная средняя цена тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников централизованного теплоснабжения, определяемая путем индексации от отчетных значений в соответствии с действующим законодательством.

26. Общая величина НВВ электросетевого хозяйства определяется суммированием НВВ сегментов электросетевого хозяйства:

. (269)

27. Общая величина НВВ электроэнергетики, относимая на электрическую энергию, определяется суммированием НВВ генерации, рассчитанной по формуле (268) и НВВ электросетевого хозяйства, рассчитанной по формуле (269), с корректировкой на величину сбытовой надбавки:

, (270)

где - относительная величина сбытовой надбавки, определяемая на основе отчетных данных о ее доле в среднеотпускной (розничной) цене электрической энергии и целевых нормативов величины сбытовой надбавки на перспективу (при наличии).

28. Необходимая среднеотпускная цена электрической энергии для конечных потребителей рассчитывается как отношение суммарной НВВ электроэнергетики к объему отпуска электрической энергии конечным потребителям:

, (271)

где - объем электрической энергии, отпускаемый конечным потребителям и рассчитываемый с учетом совокупной величины потерь при передаче и распределении электрической энергии, который определяется в соответствии с прогнозом спроса на год t.

29. Среднегодовой темп изменения цены для конечных потребителей , обеспечивающий финансирование необходимых капитальных и эксплуатационных затрат в целом для отрасли и для каждого из сегментов отрасли при обеспечении их финансовой устойчивости, рассчитывается по формуле:

. (272)

30. Для оценки достаточности действующих механизмов ценообразования и необходимости корректировки их количественных параметров для финансирования прогнозных эксплуатационных и капитальных затрат, для каждого из n сегментов отрасли и электроэнергетики в целом расчет НВВ дополняется расчетом их прогнозной валовой выручки (далее - ПВВ), отражающую прогнозную выручку отрасли и ее сегментов, которая сформируется за счет действующих механизмов ценообразования на электрическую энергию и мощность.

31. Показатель ПВВ должен рассчитываться при одинаковой номенклатуре и значениях прогнозных производственных показателей, использованных при расчете НВВ и указанных в подпункте а) пункта 437.

32. Расчет ПВВ для каждого из сегментов генерации () выполняется с учетом существующего территориального деления оптового рынка электрической энергии и мощности на ценовые (s) и неценовые (z) зоны:

, (273)

где - прогнозная валовая выручка сегмента отрасли в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, - прогнозная валовая выручка сегмента отрасли в энергосистемах, относимых к неценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности.

33. Прогнозная валовая выручка для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, рассчитывается с выделением составляющих прогнозной валовой выручки от продажи электрической энергии () и от продажи мощности ():

. (274)

34. ПВВ от продажи электрической энергии для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, рассчитывается как сумма ПВВ от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам и регулируемым договорам:

. (275)

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

а) на основе результатов формирования оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с пунктами 241 - 247 определяются годовые объемы производства и отпуска электрической энергии электростанциями, относящимися к сегменту генерации n:

, (276)

; (277)

б) объем продажи электрической энергии электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по регулируемым договорам определяется на основе отчетных данных о доле объема продажи электрической энергии по регулируемым договорам в суммарном годовом отпуске электрической энергии с учетом целевых показателей ее изменения на перспективу (при наличии):

; (278)

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

. (279)

36. ПВВ от продажи электрической энергии по регулируемым договорам рассчитывается на основе прогнозных средних значений регулируемых тарифов на электрическую энергию , определяемых на основе отчетных значений с их последующей индексацией в порядке, предусмотренном действующим законодательством:

. (280)

37. ПВВ от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам ценообразования рассчитывается на основе значений конкурентных цен электрической энергии для каждого временного интервала (j,l) в каждой энергозоне r, полученных при формировании оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с пунктами 241 - 247, при этом:

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

; (281)

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

. (282)

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

, (283)

где - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности по регулируемым договорам, - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности (ДПМ), - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности по результатам конкурентного отбора инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов, - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности по результатам конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности по результатам конкурентных отборов инвестиционных проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электрических станций, - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, - прогнозная валовая выручка сегмента n отрасли от продажи мощности через механизм конкурентного отбора мощности.

39. Объемы поставки мощности электростанциями, относящимися к сегменту n генерации (), через различные механизмы ценообразования, указанные в пункте 472, определяются по каждой ценовой зоне рынка s следующим образом:

а) суммарная мощность электростанций, относящихся к сегменту n генерации, определяется как их суммарная располагаемая мощность по результатам формирования баланса мощности на час максимума электрической нагрузки ЕЭС России в соответствии с разделом V;

б) объем поставки мощности по регулируемым договорам определяется на основе отчетных данных о его доле в суммарной мощности электростанций, относящихся к сегменту n генерации, с учетом целевых показателей ее изменения на перспективу (при наличии);

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

г) объемы поставки мощности генерирующих объектов, функционирующих в вынужденном режиме (), принимаются на основе утвержденного в установленном порядке состава таких объектов и сроков поставки их мощности в вынужденном режиме;

д) объемы поставки мощности через механизм конкурентного отбора мощности () определяются разностью между значением суммарной мощности электростанций , относящихся к сегменту n генерации, и слагаемых, указанных в подпунктах б) - г):

. (284)

40. ПВВ от поставки мощности электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по регулируемым договорам рассчитывается на основе прогнозных значений регулируемых тарифов на мощность по отдельным электростанциям i, определяемых на основе отчетных значений с их последующей индексацией в порядке, предусмотренном действующим законодательством:

. (285)

41. ПВВ от поставки мощности в рамках обязательств, указанных в подпункте в) пункта 473, определяется на основе предусмотренных действующим законодательством правил расчета цен мощности для каждого типа таких обязательств по отдельным электростанциям i:

, (286)

, (287)

, (288)

, (289)

42. ПВВ генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, определяется на основе утвержденных действующим законодательством правил индексации тарифов для отдельных электростанций i, поставляющих мощность в вынужденном режиме:

. (290)

43. ПВВ от продажи мощности через механизм конкурентного отбора мощности (КОМ) определяется на основе прогноза предельных цен КОМ по каждой ценовой зоне s, определяемых на основе отчетных значений с индексацией в порядке, предусмотренном действующим законодательством:

. (291)

44. ПВВ от продажи электрической энергии и мощности в неценовых зонах z оптового рынка рассчитывается согласно формуле:

, (292)

где - суммарный объем отпуска электрической энергии сегмента n отрасли в границах неценовой зоны z, - суммарный объем располагаемой мощности электростанций сегмента n отрасли в границах неценовой зоны z, , - соответственно индикативная цена электрической энергии и индикативная цена мощности в границах неценовой зоны z, устанавливаемые органом государственного регулирования тарифов в порядке, предусмотренном основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 N 1178. При отсутствии утвержденных в установленном порядке долгосрочных тарифов на электрическую энергию и мощность в неценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности, значения индикативных цен для каждого года расчетного периода принимаются равными значениям индикативных цен электрической энергии и мощности, установленных органом государственного регулирования тарифов на ближайший период регулирования с последующей индексацией на индекс потребительских цен.

45. ПВВ электросетевого хозяйства (для ) определяется исходя из действующих моделей тарифообразования на услуги по передаче и распределению электрической энергии с учетом прогнозных капитальных и эксплуатационных затрат для объектов электросетевого хозяйства, определенных в соответствии с пунктами 440 и 448.

46. Общая величина ПВВ отрасли, относимая на электрическую энергию, определяется суммированием ПВВ генерации, рассчитанной по формуле (273), и ПВВ электросетевого хозяйства, рассчитанной в соответствии с пунктом 479, с корректировкой на величину сбытовой надбавки :

. (293)

47. Прогнозная среднеотпускная цена электрической энергии для конечных потребителей при существующей системе механизмов ценообразования в отрасли рассчитывается как отношение суммарной ПВВ электроэнергетики к объему отпуска электрической энергии конечным потребителям:

. (294)

48. Среднегодовой темп изменения цены для конечных потребителей при существующих механизмах ценообразования на электрическую энергию и мощность и действующих правилах формирования их количественных параметров определяется по формуле:

. (295)

49. При сравнении полученных оценок с годовым темпом изменения цены для конечных потребителей , рассчитанным по формуле (272) исходя из условий обеспечения НВВ отрасли, а также при сравнении прогнозных значений , рассчитанных по формуле (270), с , рассчитанной по формуле (293), определяется достаточность выручки, получаемой сегментами отрасли при существующих механизмах ценообразования, для реализации планируемого состава инвестиционных решений в целом по отрасли.

50. Вне зависимости от полученных в соответствии с пунктом 483 результатов в целом по отрасли выполняется аналогичный анализ по каждому сегменту n отрасли.

51. Для оценки достаточности существующих условий ценообразования и тарифного регулирования для каждого сегмента n отрасли оценивается разность между их расчетными объемами ПВВ и НВВ по каждому году t прогнозного периода:

, (296)

при этом рассматривается два варианта корректировочных решений:

а) превышение ПВВ над НВВ в период более двух лет указывает на избыточность существующих ценовых условий для реализации инвестиционной программы и целесообразность корректировки (в сторону понижения ПВВ) параметров существующих механизмов ценообразования на мощность, электрическую энергию, тарифов на услуги по передаче и распределению электрической энергии;

б) превышение НВВ над ПВВ в период более двух лет указывает на недостаточность существующих ценовых условий для реализации инвестиционной программы и целесообразность корректировки (в сторону повышения ПВВ) параметров существующих или разработки новых механизмов ценообразования на мощность, электрическую энергию, тарифов на услуги по передаче и распределению электрической энергии.

52. При выявленной недостаточности (избыточности) существующих ценовых условий для реализации инвестиционной программы в сегменте n отрасли выполняются следующие действия:

а) рассчитывается значение прогнозной чистой прибыли :

; (297)

б) оценивается дефицит (избыток) финансирования инвестиционной программы , равный разности расчетных значений необходимой и прогнозной чистой прибыли (НЧП и ПЧП):

. (298)

53. Возможности снижения дефицита (избытка) финансирования инвестиций в сегменте n отрасли определяются в соответствии с системой ограничений:

, (299)

где первое уравнение отражает условие баланса денежных притоков и оттоков по сегменту отрасли с учетом прогнозного дефицита (избытка) финансирования, третье уравнение отражает условие допустимого объема заемных средств с учетом предельной величины кредитной нагрузки сегмента отрасли, второе уравнение отражает условие ликвидации дефицита (избытка) финансирования инвестиций сегмента отрасли за счет комбинации следующих ценовых и финансовых механизмов:

а) привлечение дополнительных кредитов и займов в размере ;

б) 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 ;

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

г) корректировка правил и параметров ценообразования в рамках одного или нескольких из p механизмов оптового рынка электрической энергии и мощности, что приведет к изменению прогнозной выручки отрасли на величину , где и - средняя цена и суммарный объем полезного отпуска продукции в рамках механизма p ценообразования соответственно;

д) допустимые варианты корректировки объемов капиталовложений сегмента отрасли исходя из условия допустимости влияния такой корректировки на прогнозные параметры балансов мощности и электрической энергии.

54. Для оценки чувствительности экономических условий реализации документов перспективного развития электроэнергетики в дополнение к оценке достаточности действующих механизмов ценообразования и их параметров, выполняемой в соответствии с пунктами 465 - 487, могут быть проведены дополнительные расчеты динамики ПВВ при различных сценариях темпов изменения среднеотпускных цен , при этом

а) ПВВ отрасли рассчитывается по формуле:

; (300)

б) для каждого из n сегментов отрасли могут быть заданы различные темпы роста соответствующих цен и тарифов :

; (301)

в) для полученной динамики ПВВ при каждом сценарии изменения цен выполняются расчеты согласно пунктам 485 - 487 с оценкой дефицита (избытка) финансирования инвестиционной программы и возможностями его минимизации.

Приложение N 1
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Минимальное и максимальное число часов использования электрической нагрузки по видам экономической деятельности, часов в год

N п.п	Наименование вида экономической деятельности	Нmin	Hmax
1	Добыча полезных ископаемых	2500	8500
1.1	Добыча угля, нефти и природного газа	4500	8500
1.2	Добыча металлических руд и прочих полезных ископаемых	2500	7600
2	Обрабатывающие производства	2500	7500
2.1	Производство кокса, нефтепродуктов	6000	8500
2.2	Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий	5000	8500
2.3	Производство химических веществ и химических продуктов; производство резиновых и пластмассовых изделий	5000	8500
2.4	Производство прочей неметаллической минеральной продукции	3500	7500
2.5	Машиностроительное производство*	3500	7000
2.6	Производство бумаги и бумажных изделий, и деревообрабатывающее производство	3500	7500
2.7	Производство текстильных изделий, одежды, кожи и изделий из кожи	2500	6500
2.8	Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табачных изделий	2500	7500
2.9	Прочие производства	2500	6500
3	Производство и распределение газа и воды	5000	7500
4	Строительство	2500	6500
5	Транспорт и связь	4000	8500
6	Сфера услуг и домашние хозяйства	2500	7000
6.1	домашние хозяйства	2500	6500
6.1.1	город	3500	6500
6.1.2	село	2500	5000
6.2	сфера услуг	2500	6500
7	Производственные нужды сельскохозяйственного производства	3500	6500
8	Потери в электрических сетях	3500	8500
9	Собственные нужды электростанций	1500	7500

*Агрегированный класс ОКВЭД, включающий производство компьютеров, электронных и оптических изделий; производство электрического оборудования; производство машин и оборудования, не включенных в другие группировки; производство автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов; производство прочих транспортных средств и оборудования; ремонт и монтаж машин и оборудования.

Приложение N 2
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Технологическое число часов использования электрической нагрузки, характерное для производства, часов в год

N п/п	Наименование вида экономической деятельности в соответствии с ОКВЭД	Hтехн
1	Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство, рыболовство, рыбоводство	4600
2	Добыча полезных ископаемых
2.1	Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых
2.1.1	Добыча каменного угля, бурого угля и торфа
	добыча открытым способом	6500
	добыча подземным способом	7600
2.1.2	Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях	7400
2.1.3	Добыча урановой и ториевой руд	7600
2.2	Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	6300
3	Обрабатывающие производства
3.1	Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака	7000
3.2	Текстильное и швейное производство	5900
3.3	Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	5000
3.4	Обработка древесины и производство изделий из дерева	5600
3.5	Целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность	7000
3.6	Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов	8300
3.7	Химическое производство
	непрерывное производство	8500
	прочее производство	6500
3.8	Производство резиновых и пластмассовых изделий	5300
3.9	Производство прочих неметаллических минеральных продуктов	7000
3.10	Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий
3.10.1	Металлургическое производство	8300
3.10.2	Производство готовых металлических изделий	6500
3.11	Производство машин и оборудования	6300
3.12	Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования	5700
3.13	Производство транспортных средств и оборудования	5500
3.14	Прочие производства	5000
4	Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	6000
5	Строительство	6300
6	Транспорт и связь
6.1	Деятельность сухопутного транспорта
6.1.1	Деятельность железнодорожного транспорта	4000
6.1.2	Деятельность городского электрического транспорта	6000
6.1.3	Транспортирование по трубопроводам	8200
6.2	Вспомогательная и дополнительная транспортная деятельность (транспортная обработка грузов, хранение и складирование, деятельность терминалов, аэропортов и т.п.)	5200
6.3	Связь	7500
7	Непромышленная сфера (оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования; гостиницы и рестораны, финансовая деятельность, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг, государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное обеспечение, образование, здравоохранение и предоставление социальных услуг, предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг)	5500

Приложение N 3
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Перечень технико-экономических показателей, используемых при расчете удельных дисконтированных затрат для разных типов генерирующих технологий

Показатель

Единицы измерения

Тип оборудования

АЭС

КЭС

ПГЭС

ТЭЦ

котельная

ВЭС

СЭС

ГЭС

ГАЭС

накопитель

Установленная электрическая мощность энергоблока/энергоустановки 1)

МВт

Отпуск тепла от энергоблока/котла

Гкал/ч

Электрическая мощность электростанции 2)

МВт / кВтч

Х / Х

Тепловая мощность ТЭЦ (с учетом ПВК)

Гкал/ч

Собственные нужды электростанции 3)

Расход электроэнергии на отпуск тепла (от котельной)

кВтч/Гкал

Число часов использования установленной мощности 4)

ч/год

Х / Х

Удельный расход топлива 5)/КПД

кг у. т./кВтч // т у. т./Гкал // %

Х / Х /Х

Затраты на первую загрузку топлива

Удельные капитальные вложения в энергоблок/котел

руб./кВт // руб./Гкал/ч

Срок строительства

лет

Распределение КВ по годам строительства

Срок эксплуатации

лет

Ежегодные условно-постоянные затраты (руб./кВтч, % от капвложений)

руб./кВтч, %

Ежегодные переменные затраты, кроме топливных (руб./кВтч) 6)

коп./кВтч

Примечание:

1) Для ТЭЦ мощность блока в теплофикационном режиме

2) Для накопителей и ГАЭС емкость (в кВт-ч)

3) Для накопителей - потери при хранении заряда

4) Для ТЭЦ число часов работы в теплофикационном и конденсационном режиме; для ГАЭС число часов число часов работы в генераторном режиме (ч/сут.)

5) Для ТЭЦ отдельно на отпуск электроэнергии в конденсационнном/теплофикационном режимах и на отпуск тепла

6) Топливная составляющая на отпуск электроэнергии от АЭС

Приложение N 4
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Электрическая нагрузка собственных нужд электростанций

Таблица 1 - Электрическая нагрузка собственных нужд агрегатов (энергоблоков) конденсационных тепловых электростанций, % от установленной мощности агрегата (энергоблока)

Установленная мощность, МВт	Топливо
Установленная мощность, МВт	уголь	газ
До 100	10	9
100 - 250	8	5
250 - 500	5	3,5
Более 500	4,5	3

Таблица 2 - Электрическая нагрузка собственных нужд парогазового (ПГУ) и газотурбинного (ГТУ) генерирующего оборудования, % от установленной мощности агрегата (энергоблока)

Установленная мощность, МВт	ПГУ	ГТУ
До 100	4	5
100 - 200	3,5
200 - 450	3,0
более 450	1,5

Таблица 3 - Электрическая нагрузка собственных нужд ГЭС и АЭС, % от установленной мощности

Установленная мощность, МВт	ГЭС	АЭС
До 1	2,5	-
1 - 25	1	19
Более 25	0,5	7

Приложение N 5
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Технологический минимум нагрузки ТЭЦ при работе по тепловому графику,в долях по отношению к максимальной нагрузке в зимний рабочий день

Тип турбины	Отопительный период			Неотопительные период
	Рабочие дни, ночные часы	Воскресные дни
	Рабочие дни, ночные часы	Дневные часы	Ночные часы
Р	1,0	1,0	1,0	0,9
Т	0,86	0,86	0,7 - 0,75	0,15
ПТ	0,66 - 0,7	0,66 - 0,7	0,66 - 0,7	0,43 - 0,52

Приложение N 6
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Нормы потерь топлива при транспортировании, разгрузке, хранении и других топливно-транспортных операциях

Таблица 1 - Нормы потерь твердого топлива, %

Вид топлива	Наименование операций
Вид топлива	жел/дор. перевозки	разгрузка вагонов	складские перемещения	хранение на складе в течение года	подача со склада в котельную
Каменный уголь	0,8	0,1	0,2	0,2	-
Угольная мелочь	1,0	0,2	0,3	0,3	0,1
Бурый уголь	0,8	0,2	0,3	0,5	0,2
Кусковой торф	0,6	0,15	0,15	2,0	0,1
Фрезерный торф	1,25	0,5	0,5	3,0	0,3

Таблица 2 - Нормы потерь жидкого топлива, %

Наименование операции	Норма потерь
Перевозка в железнодорожных цистернах	0,4
Прием из железнодорожных цистерн и автоцистерн в заглубленные железобетонные и наземные металлические резервуары	0,021
Хранение в резервуарных емкостях (1 кг на 1 м2 поверхности испарения в месяц):
· резервуары заглубленные железобетонные	0,003
· резервуары наземные металлические	0,006

Приложение N 7
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Данные для расчета оценки воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду

Таблица 1 - Характеристика топлив и продуктов их сгорания

Бассейн, месторождение, топливо	Марка	Класс	Низшая теплота сгорания топлива , ккал/кг (кДж/кг)	Выход летучих VГ, %	Зольность AP, %	Запыленность газов П(1), г/м3	Сернистость SP, %	Влажность WP, %
Донецкий	А	Ш, СШ	22567 (5390)	3,5	22,9	24,9	1,7	8,5
	ПА	Р	25246 (6030)	7,5	20,9	20,6	2,4	5
	Т	Р	24200 (5780)	15	23,8	24,2	2,8	5
	Ж, К, ОС	Промпродукт мокрого обогащения	18003 (4300)	30	35,5	47,7	2,5	9
	Т	Р	22022 (5260)	40	23	25,4	3,2	8
	Д	Р	19594 (4680)	44	21,8	21,6	3	13
	Г	Промпродукт мокрого обогащения	17543 (4190)	42	34,6	47,5	3,2	9
	Т	Р, отсев	26169 (6250)	13	16,8	16	0,4	6,5
Кузнецкий	Ж, К, ОС	Промпродукт мокрого обогащения	20934 (5000)	23	30,7	42,5	0,7	7
Краснодарский	Т	Р, окисленный	24702 (5900)	13	16,2	16,1	0,3	10
Красногорский
Листвянский
Томь-Усинский, разрезы N3-4, 7-8	1СС, 2СС	Р, окисленный	22567 (5390)	25	18,9	20,2	0,4	12
Экибастузский	СС	Р	15868 (3790)	30	40,9	62,3	0,8	7
Ирша-Бородинский	Б2	Р	15659 (3740)	48	6	8,54	0,2	33
Березовский	Б2	Р	15659 (3740)	48	4,7	6,65	0,2	39
Назаровское	Б2	Р	13021 (3110)	48	7,3	11,9	0,4	39
Итатское	Б1	Р	12812 (3060)	48	6,8	11,3	0,4	40,5
Карагандинский	К	Р	21310 (5090)	28	27,6	31,7	0,8	8
Подмосковный	Б2	Р, ОМСШ	10425 (2490)	50	25,2	50,4	2,7	32
	К	Промпродукт мокрого обогащения	16245 (3870)	30	38,7	57,3	0,9	10
Челябинский	Б3	Р, МСШ	13942 (3330)	45	29,5	48,8	1	18
Богословский	Б3	Р	10383 (2480)	45	30,4	63,1	0,4	24
Черемховское	Д	Р, отсев	17878 (4270)	47	27	36,1	1,1	13
Забитуйское
Харанорское	Б1	Р	12477 (2980)	44	8,6	14,6	0,3	40,5
Волынское	Г	Р	21981 (5250)	39	19,8	22,1	2,6	10
Кизеловское	Г	Р, отсев, К, М	19678 (4700)	42	31	37,5	6,1	6
	Г	Промпродукт мокрого обогащения	15952 (3810)	44	39	59,4	8,4	6,5
Ангренское	Б2	ОМСШ	13816 (3300)	33,5	13,1	20,8	1,3	34,5
Бикинское	Б2	Р	9043 (2160)	56	22,1	47,7	0,3	37
Воркутинское	Ж	Р, отсев энергетический	23655 (5650)	33	23,6	24,8	0,8	5,5
Сланец эстонский	Сланец	МЕЛКИЙ	9336 (2230)	90	40	61,9	1,6	13
Торф	Фрезерный	Крупный, средний, мелкий	8122 (1940)	70	6,3	10,4	0,1	50
Мазут	-	Малосернистый	40277 (9620)	-	0,05	0,02	0,3	3
	-	СЕРНИСТЫЙ	39733 (9490)	-	0,1	0,05	1,4	3
	-	Высокосернистый	38770 (9260)	-	0,1	0,05	2,8	3

Таблица 2 - Потери тепла от механической неполноты сгорания топлива (q4)

Вид топлива	q4, %
Газ	0,0
Мазут	0,02
Торф	2,2
Сланцы	1,5
Прочие виды топлива (дрова)	1,8
Уголь (пылевое сгорание)	2,0

Таблица 3 - Ориентировочные значения доли оксида серы, связываемого золой при факельном сжигании различных видов топлива ()

Вид топлива
Торф	0,15
Сланцы эстонские и ленинградские	0,8
Сланцы остальные	0,5
Экибастузский уголь	0,02
Березовские угли Канско-ачинского бассейна:
для топок с твердым шлакоудалением при низкотемпературном сжигании	0,5
для топок с жидким шлакоудалением	0,2
Остальные угли Канско-ачинского бассейна:
для топок с твердым шлакоудалением	0,2
для топок с жидким шлакоудалением при высокотемпературном сжигании	0,05
Прочие угли	0,1
Мазут	0,02
Газ	0,0

Таблица 4 - Удельный выброс оксидов азота при сжигании различных видов топлива с учетом содержания в нем азота и конструктивных особенностей котла (i), кг/т у.т.

Вид топлива	i
газ	2,7
НЕФТЕТОПЛИВО	3,2
торф	8,2
сланцы	4,3-8,3
уголь:
донецкий	5,6-5,8
кузнецкий	7,3
экибастузский	8,2-12,2
канско-ачинский	5,6-6,8

Приложение N 8
к методическим указаниям по проектированию развития энергосистем

Информационные материалы для проектирования развития электрической сети

Таблица 1 - Экономическая плотность тока для воздушных и кабельных линий

Проводник	Экономическая плотность тока, А/мм2 при числе часов использования максимума нагрузки линии в год
Проводник	1000 - 3000	3000 - 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины:
Медные	2,5	2,1	1,8
Алюминиевые	1,3	1,0	0,7
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами:
медные	3,0	2,5	2,0
алюминиевые	1,6	1,4	1,2
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:
медные	3,5	3,1	2,7
алюминиевые	1,9	1,7	1,6

Таблица 2 - Усредненные значения коэффициента

Номинальное напряжение, кВ		, часов в год
Номинальное напряжение, кВ		до 4000	4000 - 6000	более 6000
35 - 330	1,0	0,8	1,0	1,3
	0,8	0,9	1,2	1,6
	0,6	1,1	1,5	2,2
500 - 750	1,0	0,7	0,9	1,1
	0,8	0,8	1,0	1,4
	0,6	0,9	1,4	1,9

Таблица 3 - Минимальные сечения проводов по условиям обеспечения допустимого уровня потерь на коронный разряд

Номинальное напряжение, кВ	Количество проводов в фазе	Сечение стале-алюминиевого провода, мм2	Номинальное напряжение, кВ	Количество проводов в фазе	Сечение стале-алюминиевого провода, мм2
110	1	70/11	500	3	300/66
150	1	120/19	500	3	330/27
220	1	240/39	750	4	400/93
330	1	600/72	750	5	240/56
330	2	240/32

Таблица 4 - Допустимая (в течение суток) аварийная загрузка () масляных трансформаторов (автотрансформаторов) номинальным напряжением 110 кВ и выше

Срок эксплуатации масляных трансформаторов (авто-трансформаторов)	Система охлаждения		Температура окружающего воздуха
			-25 0оС	0 40оС
Менее 30 лет	М	Естественная циркуляция воздуха и масла	1,5	1,2
	Д	Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла	1,4	1,1
	Ц	Принудительная циркуляция воды и масла
	ДЦ	Принудительная циркуляция воздуха и масла
30 лет и более	Независимо от типа системы охлаждения		1,2	1,0

Таблица 5 - Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети, % от капитальных затрат

Наименование элемента	Эксплуатационные издержки			Амортизацион-ные отчисления
Наименование элемента	Текущий и капитальный ремонт	Затраты на обслуживание	Итого	Амортизацион-ные отчисления
ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах	0,4	0,4	0,8	2,0
ВЛ 35-220 кВ на деревянных опорах	1,6	0,5	2,1	3,3
КЛ до 10 кВ
со свинцовой оболочкой, проложенные:
в земле и помещениях	0,3	2,0	2,3	2,0
под водой	0,6	2,0	8,0	4,0
с алюминиевой оболочкой, проложенные:
в земле	0,3	2,0	2,3	4,0
в помещениях	0,3	2,0	2,3	2,0
С пластмассовой изоляцией, проложенные в земле и в помещениях	0,3	2,0	2,3	5,0
КЛ 20-35 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные:
в земле и помещениях	0,4	2,0	2,4	3,0
под водой	0,8	2,0	2,8	5,0
КЛ 110 кВ и выше, проложенные:
в земле и помещениях	0,5	2,0	2,5	2,0
под водой	1,0	2,0	3,0	2,0
Силовое электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС)
до 150 кВ	2,9	3,0	5,9	3,5
220 кВ и выше	2,9	2,0	4,9	3,5
Силовое электрооборудование и распределительные устройства ГЭС
до 150 кВ	2,5	3,0	5,5	3,3
220 кВ и выше	2,5	2,0	4,5	3,3

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

*(1) Газы при нормальном давлении, 0С, =1,4

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас

Получить бесплатный доступ

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.