Заключение Министерства экономического развития РФ об оценке регулирующего воздействия на проект Постановления Правительства Российской Федерации "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам определения обязательств потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности и взаимодействия субъектов розничных рынков электрической энергии" (от 07.02.2022 г. N 3698-АХ/Д26и)

Досье на проект

Минэкономразвития России в соответствии с пунктом 26 Правил проведения федеральными органами исполнительной власти оценки регулирующего воздействия проектов нормативных правовых актов и проектов решений Евразийской экономической комиссии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 декабря 2012 г. N 1318 (далее - Правила N 1318), рассмотрело проект постановления Правительства Российской Федерации "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам определения обязательств потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности и взаимодействия субъектов розничных рынков электрической энергии" (далее соответственно - проект акта, изменения), разработанный и направленный для подготовки настоящего заключения Минэнерго России (далее - разработчик), и сообщает следующее.

Согласно пункту 1.5 сводного отчета об оценке регулирующего воздействия (далее - сводный отчет) основаниями для разработки проекта акта являются пункт 10 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442, поручение Президента Российской Федерации от 29 марта 2019 г. N Пр-555ГС (абзац 3 подпункта "и" пункта 1), распоряжения Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 г. N 511-р, от 17 января 2019 г. N 20-р (пункт 5 раздел I), поручения Правительства Российской Федерации от 19 октября 2017 г. N АД-П9-100пр (пункт 3), от 19 июня 2018 г. N ДК-П9-102пр, от 31 августа 2018 г. N ДК-П9-150пр (пункты 3 и 4 раздела III), от 4 сентября 2018 г. N ДМ-П9-43пр (пункты 5 и 6), от 23 января 2019 г. N ДК-П9-21пр (пункт 2).

На основании пункта 1.6 сводного отчета проектируемое регулирование направлено на создание условий для оптимального использования уже имеющейся сетевой инфраструктуры, сдерживание роста затрат естественных монополий, стимулирование снижения диспропорции между заявляемой при технологическом присоединении максимальной мощностью и фактически используемой, справедливое распределение затрат на содержание электросетевого комплекса между потребителями.

Проектом акта предусматривается внесение изменений в постановления Правительства Российской Федерации:

- от 27 декабря 2004 г. N 861 "Об утверждении правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям";

- от 4 мая 2012 г. N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии";

- от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике".

Согласно информации, представленной разработчиком в сводном отчете, проект акта предусматривает механизм экономического стимулирования потребителей к перераспределению и оптимизации загрузки свободных электросетевых мощностей за счет учета величины резервируемой максимальной мощности при определении объема услуг по передаче электрической энергии.

Как указывает разработчик, проект акта содержит механизм снижения/сдерживания тарифов на услуги по передаче электрической энергии путем учета при установлении тарифов на услуги по передаче стоимости оплачиваемой резервируемой максимальной мощности. Кроме того, проектом акта вводится учет степени загрузки вновь вводимых источников питания при тарифном регулировании, предусматривающий снижение необходимой валовой выручки (далее - НВВ) сетевой организации при неоптимальном выборе сетевого оборудования.

Таким образом, проект акта предусматривает двустороннее стимулирование участников рынка электрической энергии к оптимальному использованию электросетевой инфраструктуры.

Информация об оценке регулирующего воздействия проекта акта размещена разработчиком на официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" по адресу: http://regulation.gov.ru (ID проекта: 02/07/11-21/00122338).

Разработчиком проведены публичные обсуждения законопроекта и сводного отчета в период с 11 по 24 ноября 2021 года.

Минэкономразвития России в соответствии с пунктом 28 Правил N 1318 в период с 11 по 18 января 2022 года проведены публичные консультации с субъектами предпринимательской и иной экономической деятельности, по итогам проведения которых в Минэкономразвития России поступила позиция ПАО НК "Русснефть", не содержащая замечаний и предложений в отношении предлагаемого регулирования, а также позиции ПАО "МОЭК", ПАО "Россети", Ассоциации "Сообщество потребителей энергии", ПАО "Газпром", ПАО "Лукойл", ПАО "Газпром нефть", ПАО "НК "Роснефть", ПАО "Новатэк", АО "РУСАЛ Менеджмент", ООО "РТ-Энерго", АО "Концерн ВКО "Алмаз-Антей", АО "Щекиноазот", ПАО "НЛМК", АО "Тагмет", ООО "ЕВРАЗ", ООО "РКС-Холдинг", ООО "УГМК-Сталь", ПАО "РусГидро", Ассоциации "Совет производителей энергии", ПАО "Т Плюс", ПАО "Юнипро", ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА", ООО УК "Росводоканал", 24. АО "Мосводоканал", Ассоциации "Русская Сталь", содержащие замечания и предложения в отношении проектируемого регулирования, частично учтенные в настоящем заключении, а также рекомендуемые к рассмотрению разработчиком в целях их возможного учета (прилагаются).

Частью 3 статьи 4 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (далее - Закон N 35-ФЗ) предписано, что установление и оценка применения обязательных требований, содержащихся в нормативных правовых актах в сфере электроэнергетики, осуществляются в соответствии с Федеральным законом от 31 июля 2020 г. N 247-ФЗ "Об обязательных требованиях в Российской Федерации" (далее - Закон N 247-ФЗ).

В соответствии с пунктом 4 Правил N 1318 при оценке регулирующего воздействия проектов актов проводится их оценка на соответствие принципам, установленным Законом N 247-ФЗ.

К принципам установления и оценки применения обязательных требований, определенных Законом N 247-ФЗ, относятся принципы законности, обоснованности обязательных требований, правовой определенности и системности, открытости и предсказуемости, исполнимости обязательных требований.

По результатам рассмотрения проекта акта и сводного отчета Минэкономразвития России обращает внимание на наличие следующих замечаний к проекту акта, а также рисков принятия предлагаемого им регулирования.

1. Согласно поручению Правительства Российской Федерации*(1), Минэнерго России совместно с Минэкономразвития России, Минпромторгом России, Минстроем России, ФАС России и заинтересованными организациями необходимо дополнительно проработать вопрос целесообразности введения и порядка оплаты резервируемой максимальной мощности потребителями первой и второй категории надежности электроснабжения, а также потребителями, имеющими собственную генерацию электрической энергии (далее особые потребители).

Разработчиком в сводном отчете не представлено результатов исполнения указанного поручения Правительства Российской Федерации, а также иной информации, необходимой для оценки соблюдения принципов установления обязательных требований, а также необходимых условий установления обязательных требований*(2), предусмотренных Законом N 247-ФЗ.

В рамках публичных консультаций в Минэкономразвития России поступили позиции от субъектов предпринимательской и иной экономической деятельности, согласно которым предлагаемое проектом акта регулирование может привести к возникновению следующих рисков.

1.1. Согласно представленной в ходе проведения публичных консультаций позиции*(3), в процессе проработки вопроса введения резервируемой максимальной мощности, осуществленной в соответствии с поручением Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации А.В. Новака от 11 февраля 2021 г. N АН-П51-1574, определено, что установленная трансформаторная мощность распределительного сетевого комплекса ПАО "Россети" составляет 317 586 МВА, из которой порядка 71 516 МВА (22,5%) трансформаторная мощность, установленная для обеспечения исполнения требований системной надежности, в том числе при реализации требования о создании дублирующих "задвоенных" мощностей для подхвата нагрузки отключившихся или вышедших из строя трансформаторов ("критерий n-1"*(4)) и обусловленные кольцевой топологией сети, а также иных целей*(5), то есть непосредственно не связанная с заявками на технологическое присоединение конкретных потребителей.

Одновременно согласно указанной позиции фактическая загрузка центров питания распределительного сетевого комплекса ПАО "Россети" без учета трансформаторной мощности для использования в режиме n-1 составляет 47,8%, что в среднем соответствует коэффициенту загрузки установленной мощности в зарубежных странах в 2019 году. При этом участник публичных консультаций обращает внимание, что объем введенной после 2011 года трансформаторной мощности в 5,5 раза меньше прироста трансформаторной мощности по актам о технологическом присоединении (относительно 2011 года), и, соответственно, составляет 30 435 МВА против 166 850 МВА.

Таким образом, может быть сделан вывод, что за последние 10 лет темпы ввода мощности, обеспечивающей технологическое присоединение, значительно превышают рост трансформаторной мощности, что при прочих равных условиях должно приводить к снижению доли неиспользуемого резерва мощности в совокупной трансформаторной мощности.

Вместе с тем разработчиком в сводном отчете не приведен необходимый анализ динамики изменения как трансформаторной мощности и мощности по актам технологического присоединения, так и резерва мощности, а также их соотношения, в том числе в разрезе групп особых потребителей.

1.2. Согласно пункту 4 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (далее - Правила), в редакции проекта акта производители электрической энергии (мощности) на розничных рынках электрической энергии и на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее - производители), а также потребители электрической энергии (мощности), владеющие на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии (мощности) (далее - потребители с собственной генерацией), в том числе в отношении указанных объектов являются потребителями услуг по передаче электрической энергии.

Таким образом, проектом акта устанавливается новая категория потребителей услуг по передаче электрической энергии, на которых распространяется требования Правил.

С учетом изложенного и из содержания указанного нормативного правила следует, что потребители с собственной генерацией становятся пользователями услуг по передаче электрической энергии в отношении вырабатываемой с использованием объектов собственной генерации и передаваемой по внутренним связям электрической энергии (между собственными объектами генерации и энергопринимающими объектами).

В отношении энергопринимающих устройств объектов по производству электрической энергии указанных потребителей должна будет определена величина максимальной мощности (с учетом мощности собственной генерации, передаваемой по внутренним связям), а стоимость услуг по передаче электрической энергии в указанном случае будет определяться и оплачиваться с учетом резервируемой максимальной мощности.

Таким образом, положения проекта акта несут риск увеличения сумм платежей потребителей с собственной генерацией без увеличения фактических объемов оказываемых сетевыми организациями услуг.

При этом разработчиком в сводном отчете не предоставлено информации о прогнозируемом росте затрат потребителей с собственной генерацией, направленных на реализацию предлагаемого регулирования, статистические данные о случаях, при которых осуществлялась фактическая передача электрической энергии сетевыми компаниями соответствующих потребителей, а также данные о расходах (с учетом амортизации оборудования) сетевых компаний, направленных на поддержание зарезервированных мощностей соответствующих потребителей, и данные о связанных с резервированием мощности указанных потребителей тарифных последствиях (доля в тарифе) для иных потребителей в рамках "котлового" тарифообразования. Таким образом, не представляется возможным соотнести фактический объем оказываемых сетевыми организациями услуг и объем платежей потребителей с собственной генерацией с целью оценки обоснованности возможного увеличения сумм платежей таких потребителей.

1.3. Проектируемый проектом акта механизм предусматривает оплату резервируемой мощности в случае, если размер неиспользованной заявленной максимальной мощности потребителя составляет более 40 процентов от максимальной мощности такого энергопринимающего устройства (совокупности энергопринимающих устройств), что должно способствовать отказу потребителей от услуг сетевых компаний в части неиспользуемого резерва мощности в пользу электросетевых компаний в целях снижения возникающих затрат.

Как ранее указывалось, разработчиком не представлены данные о результатах анализа возможного влияния предлагаемого регулирования на разные группы потребителей, в том числе особых потребителей.

В данной связи необходимо обратить внимание, например, на организации водно-коммунального хозяйства (далее - ВКХ), энергопринимающие устройства которых относятся к первой и второй категории надежности электроснабжения, соответственно, для них должно быть обеспечено наличие независимых резервных источников снабжения электрической энергии.

Согласно установленным в настоящее время обязательным требованиям организации ВКХ обязаны сначала проектировать свои объекты, затем заключать договоры о технологическом присоединении исходя из 100-процентного резервирования мощности энергопринимающих устройств. Подключаемая нагрузка при строительстве объектов определяется как с учетом требований к обеспечению водоснабжения в расчете на количество потребителей, так и требований по обеспечению наружного и внутреннего пожаротушения.

Учитывая приведенные выше доводы, организации ВКХ не смогут отказаться от резерва мощности, так как ограничение режима потребления электрической энергии может привести к экономическим, экологическим, социальным последствиям.

Таким образом, значения резервируемой мощности связано не с неэффективной деятельностью организаций ВКХ, а с соблюдением обязательных нормативных требований при строительстве объектов коммунальной инфраструктуры, что не нашло своего отражения в редакции проекта акта.

2. Частью 1 статьи 6 Закона N 35-ФЗ установлены общие принципы организации экономических отношений и основ государственной политики в сфере электроэнергетики, к которым среди прочих отнесен принцип соблюдения баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии.

Одновременно согласно сводному отчету одной из целей предлагаемого регулирования является справедливое распределение затрат на содержание электросетевого комплекса между потребителями, в том числе в рамках тарифного регулирования. С учетом изложенного разработчику необходимо рассмотреть и оценить возможные тарифные последствия для субъектов предлагаемого регулирования, в том числе с учетом специфики осуществляемой ими деятельности, на основании следующего.

2.1. Предлагаемый проектом акта алгоритм определения платы (при неиспользовании резерва заявленной максимальной мощности в размере свыше 40 процентов, плата за указанный резерв ложится на потребителей с 1 января 2023 года - 15%; с 1 января 2025 года - 25% от неиспользуемого резерва мощности*(6)) создает существенную нагрузку для одних потребителей, имеющих неиспользуемый резерв мощности свыше 40% от заявленной максимальной мощности, в части установления соответствующей платы, и несет незначительное снижение тарифной нагрузки для потребителей услуг сетевых организаций в рамках формирования "котлового" тарифа, поскольку в необходимой валовой выручке сетевых организаций, снижаемой в соответствии с проектируемым абзацем шестым пункта 32*(7) Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178, доля платежей за резерв мощности в составе выручки сетевых организаций с большой степенью вероятности будет иметь незначительный объем, что также незначительно скажется на снижении тарифов в отношении каждого из потребителей услуг сетевых организаций в рамках "котлового" тарифа.

При этом потребители, неиспользуемый резерв мощности которых свыше 40% от заявленной максимальной мощности, могут отказаться от того объема мощности, который превышает указанный процент (например, на 1%), в целях исключения основания для оплаты резерва мощности на следующий регулируемый период. В связи с чем существует риск недостижения указанных разработчиком целей регулирования.

Дополнительно к изложенному необходимо отметить, что оплата резерва мощности по предложенному механизму не предусматривает дифференциации в зависимости от величины капитальных и операционных расходов на каждого конкретного потребителя. Информация о проведенном анализе возможности и целесообразности применения соответствующей дифференциации оплаты резерва мощности разработчиком в сводном отчете не представлено.

При этом, исходя из позиции разработчика, установление коэффициента оплаты резерва максимальной мощности в размере 15 % в 2023 г. должно оказать положительный эффект уже на следующий тарифный цикл.

Вместе с тем неясно, в чем именно указанный положительный эффект будет выражаться, поскольку разработчиком в разделе 15 сводного отчета не представлено информации об индикативных показателях, программах мониторинга и иных способах (методах) оценки достижения заявленных целей регулирования, в том числе во взаимосвязи с устанавливаемой этапностью повышения коэффициента оплаты резервируемой мощности, периодичности тарифного регулирования в отрасли. Обозначенные данные необходимо раскрыть.

2.2. Согласно представленной в ходе проведения публичных консультаций позиции*(8), абсолютное увеличение накопленных расходов на электрическую энергию за период с 2023 года по 2030 год может составить 4 484 млн. рублей*(9). Тарифы АО "Мосводоканал" на территории Троицкого и Новомосковского административных округов города Москвы (ТиНАО) дифференцируются в разрезе централизованных систем. Рост тарифов на территории ТиНАО при изменении параметра оплаты резервируемой мощности может достигать до 2,5%, что при совокупном изменении других прогнозных параметров социально-экономического развития может привести к росту тарифов на холодную воду и водоотведение сверх утвержденных индексов роста платы граждан.

2.3. Одновременно представитель сетевых организаций*(10) в рамках публичных консультаций обратил внимание на следующее.

В соответствии с пунктом 10 постановления Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 (далее - постановление Правительства N 1178) корректировка цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, связанная с учетом степени загрузки центров питания, осуществляется с даты начала оплаты резервируемой максимальной мощности потребителями электрической энергии.

В связи с чем указанным участником публичных консультаций проведен модельный расчет изменения НВВ в случае ее определения с учетом степени загрузки объектов электросетевого хозяйства, по итогам которого выявлены проблемные вопросы применения в совокупности норм Методических указаний 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, утвержденных приказом Минэнерго России от 6 мая 2014 г. N 250 (далее - Приказ N 250), и Методических указаний по учету степени загрузки объектов электросетевого хозяйства, утвержденных приказом ФСТ России от 24 декабря 2014 г. N 2390-э (далее - МУ N 2390-э).

В частности, не представляется возможным однозначно определить:

- к каким объектам электросетевого хозяйства применяются формулы МУ N 2390-э (ко всем объектам в эксплуатации, ко всем трансформаторным подстанциям, ко всем трансформаторам, введенным после строительства подстанциям и/или трансформаторам);

- в случае применения степени загрузки только в отношении вновь введенных после строительства объектов электросетевого хозяйства подстанциям и/или трансформаторам, с начала оплаты резервируемой максимальной мощности или иное;

- возможен ли пересмотр степени загрузки, например, при осуществлении технологического присоединения к трансформаторной подстанции, в какие сроки такой пересмотр может быть осуществлен, с какой периодичностью такой пересмотр должен проводиться.

Расчеты по пессимистичному сценарию (применение корректировки по всему оборудованию сетевой компании в эксплуатации) показывают, что потенциальное снижение НВВ в контуре распределительных сетевых компаний группы ПАО "Россети" может составить до 85 млрд руб. (19 % от собственной НВВ 2021 года), в том числе 41 млрд руб. по амортизации (возврату и доходу на инвестированный капитал) и 44 млрд. руб. по операционным (подконтрольным) расходам.

В целях исключения указанных выше негативных последствий сетевыми организациями предлагается предусмотреть в проекте акта положение о неприменении до 2025 года пункта 10 постановления Правительства N 1178, а также предусмотреть в пункте 2 постановляющей части проекта акта внесение изменений в МУ N 2390-э с учетом поэтапного введения учета степени загрузки синхронно с оплачиваемой долей резервируемой максимальной мощности, а также уточнения применения степени загрузки в отношении вновь введенных объектов электросетевого хозяйства (трансформаторов).

Как уже отмечалось, проектом акта устанавливаются следующие оплачиваемые доли резервируемой максимальной мощности: с 1 января 2023 г. - 15%, с 1 января 2025 г. - 25%. Учитывая, что оплата резерва мощности и учет степени загрузки являются взаимоувязанными механизмами, направленными на рациональное использование электросетевой инфраструктуры, представляется справедливым учитывать степень загрузки в той же доле, что и оплата за объемы резервируемой максимальной мощности.

Дополнительно с учетом изложенного в пункте 4 настоящего заключения обращаем внимание, что подробного анализа тарифных последствий в отношении как потребителей услуг сетевых организаций, оплачивающих резерв сетевой мощности, а также потребителей соответствующих услуг сетевых организаций в рамках "котлового" тарифа, так и непосредственно сетевых организаций разработчиком не представлено.

По результатам проведенной оценки регулирующего воздействия проекта акта с учетом информации, представленной разработчиком в сводном отчете, Минэкономразвития России отмечает необходимость предоставления дополнительного обоснования с учетом отмеченных выше позиций для целей принятия решения об обоснованности решения проблемы с помощью регулирования, предусмотренного проектом акта.

Дополнительно к изложенному обращаем внимание на следующее.

Проектом акта определяются обязательства потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности, а также порядок их реализации.

Вместе с тем Законом N 35-ФЗ прямо не предусмотрено полномочие Правительства Российской Федерации по определению обязательств потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной и соответствующего порядка их реализации.

При этом согласно абзацу девятому части 2 статьи 21 Закона N 35-ФЗ Правительство Российской Федерации или уполномоченные им федеральные органы исполнительной власти осуществляют определение условий и порядка поддержания резервов мощностей, а также механизмов компенсации владельцам резервируемых мощностей соответствующих затрат.

Если Законом N 35-ФЗ понятие "резерв мощности" используется в смысле, который подразумевает регулятор (разработчик), то указанное полномочие может частично соотносится с целью предлагаемого регулирования (в части распределения затрат на содержание электросетевого комплекса между потребителями).

Согласно гражданскому законодательству под затратами (убытками) может пониматься утрата или повреждение его имущества (реальный ущерб), а также неполученные доходы, которые эти лица получили бы при обычных условиях гражданского оборота, если бы их право не было нарушено (упущенная выгода).

Кроме того, Законом N 35-ФЗ не регламентировано понятие "владелец резервируемых мощностей", в связи с чем неясно, кто по смыслу проекта акта является владельцем резервируемых мощностей в случае электросетевого комплекса.

При этом для реализации указанного механизма должны быть в установленном порядке посчитаны непосредственно соответствующие затраты сетевых организаций, в случае если они являются владельцами резервируемых мощностей, причем не упущенная выгода, а реальные затраты и не предполагаемым владельцам, а действительным подтвержденным собственникам резервируемых мощностей.

Также Законом N 35-ФЗ прямо не закреплено содержание понятия "резерв мощности", при этом, исходя из смысла указанного закона, под резервом мощности понимается резерв электрической мощности в контексте функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности), и не имеет отношения к другим секторам энергетики, в частности к электросетевому комплексу. Вместе с тем согласно положениям проекта акта под резервируемой мощностью в целях реализации предусмотренных проектом акта правил рассматривается резерв мощности в контексте пропускной способности объектов электросетевого хозяйства.

Приложение: на 25 л. в 1 экз.

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

*(1) Протокол совещания у Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации Ю.И. Борисова от 10 февраля 2020 г. N ЮБ-П9-12пр

*(2) Согласно части 1 статьи 6 Закона N 247-ФЗ необходимыми условиями являются наличие риска причинения вреда (ущерба) охраняемым законом ценностям, на устранение которого направлено установление обязательных требований, и возможность и достаточность установления обязательных требований в качестве мер защиты охраняемых законом ценностей

*(3) Ассоциация "Сообщество потребителей энергии".

*(4) Выполнение критерия n-1 обозначает краткосрочное планирование и поддержание такого электроэнергетического режима "n", который в случае возникновения нормативного аварийного возмущения "-1" обеспечивает сохранение устойчивости с отклонениями режимных параметров не больше предельно допустимых, а также возможность восстановления в течение 15-20 минут нормальных значений параметров и готовности противостоять нормативным возмущениям. "О трактовке критерия надежности n-1" ("Электрические станции" N 6 за 2005 г., авт. А.Ф. Бондаренко, В.П. Герих (СО-ЦДУ ЕЭС).

*(5) - обслуживание транзитных/межсистемных перетоков, включая схемы выдачи мощности крупных электростанций;

- обеспечение перетока от смежных подстанций, в том числе на протяженных линиях, и трансформации на нижестоящие уровни напряжения, в том числе для населения и социальных объектов;

- объекты перспективного развития территории;

- объекты ГО/ЧС и Минобороны России.

*(6) Пункт 151 Правил в редакции проекта акта.

*(7) В периодах регулирования 2023 и 2024 года прогнозные объемы планируемых сетевыми организациями к сбору средств в качестве оплаты резервируемой максимальной мощности, соответствующие величине равной 30 % для периода регулирования 2023 года и 60 % для периода регулирования 2024 года от прогнозного суммарного объема сбора средств в качестве оплаты резервируемой максимальной мощности, исключаются из необходимой валовой выручки такой организации на соответствующие периоды регулирования

*(8) АО "Мосводоканал"

*(9) Аналогичные позиции в части расходов на выполнение предлагаемого регулирования также представляли иные субъекты регулирования. Так, согласно представленным расчетам ООО "ЕВРАЗ" принятие данного проекта акта приведет к дополнительной финансовой нагрузке компаний, входящих в группу ООО "ЕВРАЗ" только за оплату электросетевого резерва в размере 1,5 млрд. рублей в год (при доле оплачиваемого резерва к 2025г - 25%), для ПАО "Газпром нефть" увеличение финансовой нагрузки составит около 1,8 млрд. в год с 2025 г. по завершении переходного периода, а по оценке ПАО "РусГидро", увеличение затрат на покупку электрической энергии из-за дополнительной оплаты сетевого резерва для объектов АО "ДГК" составит 110-230 млн. руб. в год, что составляет до 10-20% от текущих расходов на покупку электрической энергии

*(10) ПАО "Русгидро"