Приложение N 8

к Правилам оптового рынка

электрической энергии и мощности

ПОЛОЖЕНИЕ

О ПОРЯДКЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ СПРОСА НА МОЩНОСТЬ

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

И МОЩНОСТИ ДОЛГОСРОЧНОГО КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА МОЩНОСТИ

1. Настоящее Положение устанавливает порядок определения системным оператором величины спроса на мощность для проведения на оптовом рынке электрической энергии и мощности долгосрочного конкурентного отбора мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее соответственно - конкурентный отбор мощности, Правила оптового рынка).

2. Величина спроса на мощность () определяется отдельно в каждой ценовой зоне по следующей формуле:

где:

z - номер ценовой зоны (для первой ценовой зоны - 1, для второй ценовой зоны - 2);

- требуемый объем мощности в ценовой зоне, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящего Положения;

- объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы из соответствующей ценовой зоны, определяемый в соответствии с пунктом 11 настоящего Положения;

- объем мощности генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в соответствующую ценовую зону, определяемый в соответствии с пунктом 10 настоящего Положения.

Для целей настоящего Положения под зимним периодом понимается период, состоящий из 3 последовательных полных месяцев с декабря по февраль, заканчивающийся не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

3. Для определения требуемого объема мощности в ценовой зоне формируется функция распределения суммы 2 независимых случайных величин, определенных в соответствии с настоящим Положением, - прогнозируемого в год поставки максимального объема потребления мощности в ценовой зоне с учетом влияния температурного фактора и вероятного объема снижения доступной мощности генерирующего оборудования.

Значение требуемого объема мощности в ценовой зоне определяется на основании полученной функции распределения для нормативного значения (), соответствующего одному событию в рабочие дни последних 10 зимних периодов, определяемого по следующей формуле:

где D - количество рабочих суток в 10 последних зимних периодах.

Нормативное значение округляется до 5 знаков после запятой.

4. Максимальный объем потребления мощности в ценовой зоне, прогнозируемый на год поставки мощности, на который проводится конкурентный отбор мощности (далее - прогнозируемый максимальный объем потребления мощности), определяется системным оператором на основе прогноза потребления мощности по территориям территориальных энергосистем, расположенных в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации (далее - территориальная энергосистема), учтенного при формировании прогнозных показателей потребления электрической энергии (мощности), предусмотренных в последней утвержденной схеме и программе развития электроэнергетических систем России на соответствующий период (далее - прогноз потребления мощности), с учетом влияния температурного фактора.

Прогноз потребления мощности определяется в отношении территории каждой территориальной энергосистемы в целом без выделения объемов мощности, соответствующих потерям электрической энергии в электрических сетях и объемам потребления электрической энергии для собственных и хозяйственных нужд производителей электрической энергии.

5. Прогнозируемые максимальные объемы потребления мощности территориальных энергосистем с учетом влияния температурного фактора определяются исходя из значений прогноза потребления мощности по каждой территориальной энергосистеме, приведенных к среднесуточным температурам наружного воздуха в соответствующих территориальных энергосистемах в каждых сутках 20 последних зимних периодов с учетом характеристик зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха.

Характеристики зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха рассчитываются на основании статистических данных фактической зависимости максимума электрической нагрузки территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха во всем диапазоне температур, определяемой фактической на момент выполнения расчетов структурой потребителей территориальной энергосистемы за каждые сутки 3 лет, предшествующих году проведения конкурентного отбора мощности, при этом последний из которых заканчивается не ранее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

6. Величина прогнозируемого максимального объема потребления мощности по ценовой зоне определяется как сумма величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, отнесенным к этой ценовой зоне, в целом и долей величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, если территориальная энергосистема отнесена к 2 ценовым зонам. При этом величины (доли величин) прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам умножаются на соответствующий коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы.

Доля прогнозируемого максимального объема потребления мощности территориальной энергосистемы, относимая к ценовой зоне, определяется путем умножения прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальной энергосистеме на коэффициент, формируемый на основании данных замера потокораспределения на час максимума зимнего замерного дня года, информация о котором представлена системному оператору до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности в соответствии с порядком представления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утверждаемым федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса (далее - уполномоченный орган).

Коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы определяется на основании суточных профилей потребления мощности территориальной энергосистемы и ценовой зоны, к которой отнесена такая территориальная энергосистема, как среднее за 3 последних зимних периода из значений, рассчитанных как отношение среднего значения потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности в ценовой зоне, к которой отнесена территориальная энергосистема, определенный на основании суточного профиля потребления мощности в ценовой зоне в рабочие дни зимнего периода, к среднему значению потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности на территории этой территориальной энергосистемы, определенный на основании суточного профиля потребления мощности этой территориальной энергосистемы в рабочие дни зимнего периода.

7. Вероятность снижения доступной мощности генерирующего оборудования при совмещении ремонтов определяется для каждой ценовой зоны на основании моделирования вероятного объема снижения мощности генерирующего оборудования с применением метода математического моделирования случайных величин на основе частотных характеристик, проведенного на основании статистических данных об объемах неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых, атомных и гидроэлектростанций и плановых снижений мощности атомных электростанций, функционирующих в ценовой зоне, относительно объемов располагаемой мощности соответствующих объектов, определенных в соответствии с требованиями Правил оптового рынка для дневных часов (с 8 до 22 часов московского времени для генерирующих объектов, расположенных в первой ценовой зоне, с 8 до 22 часов 6-й часовой зоны (московское время плюс 4 часа) для генерирующих объектов, расположенных во второй ценовой зоне) рабочих суток 10 последних зимних периодов.

Для целей определения неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых, атомных и гидроэлектростанций учитываются объемы снижения максимальной мощности, определенные в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в связи с невыполнением требований, установленных в подпунктах 3, 4, 6 - 8 пункта 50 Правил оптового рынка, а для целей определения плановых снижений мощности генерирующего оборудования атомных электростанций учитываются объемы снижений максимальной мощности, определенные в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для целей установления выполнения требований подпункта 1 пункта 50 Правил оптового рынка (далее - показатели неготовности).

8. Показатели неготовности учитываются в отношении генерирующих объектов - электростанций как сумма показателей неготовности, определенных для каждого часа периода, указанного в пункте 7 настоящего Положения, по всем группам точек поставки, зарегистрированным в отношении генерирующего оборудования соответствующей электростанции, с учетом следующих особенностей:

а) показатели неготовности по группам точек поставки не включаются в почасовую сумму показателей неготовности электростанции при выполнении в отношении всего генерирующего оборудования, входящего в состав соответствующей группы точек поставки в течение всего периода, указанного в пункте 7 настоящего Положения, одного из следующих условий:

генерирующее оборудование выведено из эксплуатации либо в отношении генерирующего оборудования в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. N 86 "Об утверждении Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, а также о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу совершенствования порядка вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации", уполномоченным органом принято решение о согласовании вывода из эксплуатации с даты, наступающей не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности (за исключением генерирующего оборудования, вывод которого предусмотрен в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, в целях его замены на аналогичное генерирующее оборудование без перевода в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами);

в отношении генерирующего оборудования в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, указанными в абзаце втором настоящего подпункта, и Правилами оптового рынка по решению уполномоченного органа проведен конкурентный отбор мощности генерирующих объектов для целей вывода данного генерирующего оборудования из эксплуатации со сроком ввода в эксплуатацию нового генерирующего объекта не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности;

в отношении генерирующего оборудования в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, предусмотрены вывод из эксплуатации не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности, и перевод генерирующего объекта, работающего с использованием паросилового цикла, в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами);

б) по условным группам точек поставки, зарегистрированным на 1 декабря года, предшествующего году проведения конкурентного отбора мощности, в отношении генерирующего оборудования, дата начала поставки мощности которых в соответствии с договорами, указанными в подпунктах 4, 10 и 15 пункта 4 Правил оптового рынка, наступает не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности, либо группам точек поставки мощности, аттестация которых осуществлена позднее 1 декабря года, предшествовавшего году проведения конкурентного отбора мощности, показатели неготовности определяются на основании статистических данных о показателях неготовности, определенных для генерирующих объектов соответствующего типа (атомные электростанции, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие электростанции, генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием паросилового цикла на газовом топливе; генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием паросилового цикла на угольном топливе; генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием парогазового цикла; газотурбинные установки), за исключением условных групп точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам, указанным в подпункте 15 пункта 4 Правил оптового рынка, для которых в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, не предусматривается перевод генерирующего объекта, работающего с использованием паросилового цикла, в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами).

9. Порядок определения составляющих требуемого объема мощности в ценовой зоне, включая порядок определения прогнозируемого в год поставки максимального объема потребления мощности в ценовой зоне с учетом влияния температурного фактора, вероятного объема снижения доступной мощности генерирующего оборудования и показателей неготовности генерирующих объектов электростанций, устанавливается системным оператором в соответствии с требованиями настоящего Положения и публикуется на его официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

Коэффициенты регионального совмещения максимума потребления территориальных энергосистем, статистические данные среднесуточных температур наружного воздуха в территориальных энергосистемах, характеристики зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха, суточные профили потребления мощности территориальных энергосистем и ценовых зон в рабочие дни зимних периодов, а также статистические данные показателей неготовности, применяемых в расчете, обезличено публикуются системным оператором на официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" в сроки публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности, установленные Правилами оптового рынка.

10. Объемы мощности генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках, рассчитываются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как объемы среднечасовой выработки электрической энергии таких генерирующих объектов за последний зимний период.

11. Величина объема мощности, соответствующего объему поставки электрической энергии в зарубежные энергосистемы, определяется равной максимальному значению из почасовых объемов поставки электрической энергии в режиме экспорта в зарубежную энергосистему из ценовой зоны в декабре года, на который проводится конкурентный отбор мощности, определенному в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основании информации о наличии заключенных на соответствующий период договоров (контрактов) на поставку электрической энергии в зарубежные энергосистемы и предусмотренных такими договорами объемах поставки электрической энергии в режиме экспорта в зарубежную энергосистему, представленной организацией, осуществляющей экспортно-импортные операции на оптовом рынке, системному оператору в сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.