14. Разработке в соответствии с требованиями настоящей главы подлежат:

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

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

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

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

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

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

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

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

16. Среднесрочный прогноз потребления должен разрабатываться на основе:

а) - в) утратили силу. - Приказ Минэнерго России от 12.07.2024 N 864;

г) информации 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, финансовой обеспеченности, объемах инвестиций и выпуска продукции и других экономических характеристиках, прогнозируемом потреблении электрической энергии и мощности, технических условиях для технологического присоединения к электрическим сетям (далее - технологическое присоединение), выданных в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике (далее - инвестиционные проекты);

д) документов перспективного развития электроэнергетики;

е) информации о показателях фактических балансов электрической энергии по субъектам электроэнергетики и информации о прогнозах потребления электрической энергии (мощности) субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии, предоставленной в соответствии с правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Минэнерго России в соответствии с подпунктом "б" 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" <5>;

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

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

ж) информации о структуре потребления электрической энергии субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - оптовый рынок), полученной системным оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

з) информации о фактических балансах мощности территориальной энергосистемы, сформированных субъектом оперативно-диспетчерского управления.

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

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

а) формирование статистической базы прогнозирования потребления электрической энергии по существующим энергопринимающим устройствам потребителей электрической энергии территориальной энергосистемы в соответствии с пунктами 19 - 24 Методических указаний;

б) формирование прогноза потребления электрической энергии существующими энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в составе территориальной энергосистемы на период, для которого выполняются расчеты (далее - расчетный период), в соответствии с пунктом 25 Методических указаний;

в) формирование прогноза потребления мощности существующими энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в составе территориальной энергосистемы на расчетный период в соответствии с пунктом 26 Методических указаний;

г) формирование прогноза потребления электрической энергии и мощности вновь присоединяемыми энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в составе территориальной энергосистемы на основе сведений об инвестиционных проектах, планируемых к реализации в расчетном периоде, в соответствии с пунктами 28 и 29 Методических указаний;

д) формирование итогового прогноза потребления электрической энергии и мощности по территориальным энергосистемам в соответствии с пунктом 30 Методических указаний;

е) формирование итогового прогноза потребления электрической энергии и мощности по ЕЭС России в соответствии с пунктом 31 Методических указаний.

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

а) потребления электрической энергии существующими энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии, в отношении которых имеется информация о фактическом потреблении электрической энергии (мощности) в базовом периоде (далее - контролируемые потребители);

б) потребления электрической энергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций, включая производственные нужды гидроаккумулирующих электростанций (далее - ГАЭС) в насосном режиме, и потери в станционных сетях (далее - СН);

в) потерь электрической энергии в единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС);

г) потребления электрической энергии населением и приравненными к нему категориями потребителей (далее - население);

д) потребления электрической энергии иными потребителями, не указанными в подпунктах "а" - "г" настоящего пункта (далее - прочие потребители).

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

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

а) в отношении каждого года N базового периода определяются суммарные объемы потребления на СН электростанций, за исключением атомных электростанций (далее - АЭС) - (млн кВт·ч);

б) в отношении каждого года N базового периода определяются суммарные объемы дискретного изменения потребления на СН электростанций за исключением АЭС, связанные:

с вводом в эксплуатацию генерирующего оборудования - (млн кВт·ч);

с выводом из эксплуатации генерирующего оборудования - (млн кВт·ч);

в) базовый расчетный объем потребления на СН электростанций (за исключением АЭС) (млн кВт·ч) рассчитывается по формуле:

, (1)

где:

n - количество лет базового периода;

- объем потребления на СН в последнем году базового периода по объектам, введенным в эксплуатацию в базовый период (млн кВт·ч);

г) из полученного значения показателя (млн кВт·ч) вычитаются объемы расхода электрической энергии на производственные нужды ГАЭС в насосном режиме - (млн кВт·ч).

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

а) определяется доля потерь в сетях ЕНЭС территориальной энергосистемы - (относительных единиц, далее - о.е.) в отношении каждого года N базового периода по формуле:

, (2)

где:

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

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

- потребление электрической энергии на СН электростанций (за исключением АЭС) в году N базового периода (млн кВт·ч);

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

б) определяется средняя доля потерь электрической энергии в сетях ЕНЭС - (о.е.) в базовом периоде по формуле:

, (3)

где n - количество лет базового периода.

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

а) в отношении каждого года N базового периода определяются суммарные объемы потребления электрической энергии населением в территориальной энергосистеме - (млн кВт·ч);

б) рассчитывается среднегодовой коэффициент прироста потребления электрической энергии населением - (о.е.):

, (4)

где:

N_f - порядковый номер последнего года базового периода, используемого в расчетах коэффициента;

N_s - порядковый номер первого года базового периода, используемого в расчетах коэффициента.

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

, (5)

где:

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

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

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

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

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

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

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

а) прогнозный объем потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей (млн кВт·ч) определяется с использованием информации о собственном прогнозе потребления в году N расчетного периода, представленной указанными потребителями;

б) осуществляется проверка и корректировка (при необходимости, выявленной по результатам проверки) представленного контролируемыми потребителями собственного прогноза потребления электрической энергии и мощности в части:

непревышения величиной прогнозного потребления мощности, полученной по информации о собственном прогнозе потребления от потребителя, значения максимального потребления мощности потребителя в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения, на основании которых энергопринимающие устройства такого потребителя присоединены к электрическим сетям;

непревышения величиной прогнозного потребления электрической энергии, полученной по информации о собственном прогнозе потребления от потребителя, над значением максимально возможного потребления электрической энергии потребителем, определенным как произведение величины максимальной мощности в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения, на основании которых энергопринимающие устройства такого потребителя присоединены к электрическим сетям, и максимального характерного числа часов потребления мощности вида экономической деятельности (далее - ВЭД), к которому относится указанный потребитель, в соответствии с приложением N 1 к Методическим указаниям;

отсутствия в представленных существующими контролируемыми потребителями прогнозных объемах потребления электрической энергии объемов потребления в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения энергопринимающих устройств, расчет прогнозных объемов потребления которых осуществляется в соответствии с пунктами 27 - 29 Методических указаний, с целью исключения двойного учета прогнозных объемов потребления электрической энергии;

в) прирост прогнозного объема потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей в году N расчетного периода определяется по формуле:

, (6)

где - фактическое суммарное потребление электрической энергии существующих контролируемых потребителей, представивших информацию о собственном прогнозе потребления, в последнем году базового периода (млн кВт·ч);

г) прогнозный объем потребления электрической энергии существующих контролируемых потребителей, не представивших информацию о собственном прогнозе потребления (далее - прочие контролируемые потребители), определяется по формуле:

, (7)

где:

- порядковый номер последнего года базового периода;

N^Прог - порядковый номер года N расчетного периода;

n - количество лет расчетного периода;

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

- фактическое суммарное потребление электрической энергии существующих контролируемых потребителей (млн кВт·ч), представивших информацию о собственном прогнозе потребления, в последнем году базового периода;

- расчетный суммарный объем потребления электрической энергии прочих контролируемых потребителей (млн кВт·ч), определяемый как максимальный из годовых объемов потребления электрической энергии прочих контролируемых потребителей в базовом периоде, уменьшенный на суммарную величину потребления электрической энергии производственных мощностей прочих контролируемых потребителей, окончательно выведенных из эксплуатации к концу базового периода:

; (8)

д) прирост прогнозного объема потребления прочих контролируемых потребителей в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

; (9)

е) прогнозный объем потребления на СН АЭС в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется на основе прогнозной информации о годовых объемах производства электрической энергии (млн кВт·ч), представленной собственниками или иными законными владельцами таких электростанций, с учетом статистических данных об относительной (в зависимости от объема производства электрической энергии) величине потребления на СН на каждой из АЭС в базовом периоде:

, (10)

где:

- объем производства электрической энергии АЭС за базовый период (млн кВт·ч);

- объем потребления электрической энергии на СН АЭС за базовый период (млн кВт·ч).

При отсутствии информации о прогнозе годовых объемов производства электрической энергии, представленной собственниками или иными законными владельцами электростанций, определяется для каждого года расчетного периода по формуле:

, (11)

где:

n - количество лет базового периода, в отношении которых определен объем потребления на СН АЭС ;

ж) прогнозный объем потребления электрической энергии на СН существующих электростанций (за исключением АЭС) в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

, (12)

где:

- расчетный объем потребления электрической энергии на СН (млн кВт·ч), определенный по формуле (2);

- снижение потребления электрической энергии на СН (млн кВт·ч), обусловленное выводом из эксплуатации генерирующего оборудования в период, начиная с текущего года и до года N расчетного периода включительно, равное усредненному за базовый период потреблению электрической энергии на СН при работе соответствующего генерирующего оборудования;

з) утратил силу. - Приказ Минэнерго России от 12.07.2024 N 864;

и) прогнозный объем потребления электрической энергии населением в году N расчетного периода (млн кВт·ч) рассчитывается по формуле:

, (13)

где:

- прогнозный объем потребления электрической энергии населением в предыдущем году (млн кВт·ч);

- средний коэффициент годового прироста потребления электрической энергии населением (о.е.), рассчитанный по формуле (4).

При определении прогноза потребления электрической энергии населением на первый год расчетного периода в качестве показателя используется фактический объем потребления электрической энергии населением в последнем году базового периода;

к) прогнозный объем потребления электрической энергии прочих потребителей в году N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется равным фактическому объему потребления электрической энергии прочих потребителей в последнем году базового периода;

л) итоговые объемы прогноза потребления электрической энергии существующих потребителей территориальной энергосистемы по годам расчетного периода определяются с учетом показателей, рассчитанных согласно настоящему пункту Методических указаний по следующей формуле:

. (14)

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

а) рассчитывается среднее расчетное число часов использования максимума потребления мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы (ч) по формуле:

, (15)

где:

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

- фактическое потребление электрической энергии на производственные нужды ГАЭС в насосном режиме в году N базового периода (млн кВт·ч);

- фактический максимум потребления электрической мощности территориальной энергосистемы в году N базового периода (МВт);

n - количество лет базового периода.

Если в базовом периоде были введены в эксплуатацию (выведены из эксплуатации) энергопринимающие устройства потребителя электрической энергии, повлиявшие на среднее число часов использования максимума потребления мощности энергосистемы, указанный показатель должен определяться с исключением влияния указанных энергопринимающих устройств на изменение динамики годовых значений числа часов использования максимума потребления мощности в базовом периоде;

б) потребление электрической мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы в году N расчетного периода (МВт) рассчитывается на основе показателей, определенных в соответствии с пунктом 25 Методических указаний и подпунктом "а" настоящего пункта, по формуле:

. (16)

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

а) инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью менее 670 кВт, в реестре инвестиционных проектов не учитываются;

б) инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, для которых в соответствии с критериями, установленными Правилами 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, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 <6> (далее - Правила технологического присоединения), не требуется разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств, со сроком ввода в эксплуатацию до шести лет включительно от года разработки прогноза потребления, включаются в реестр инвестиционных проектов при наличии заключенного договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям (в случае технологического присоединения к объектам ЕНЭС по индивидуальному проекту - соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту);

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

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

в) инвестиционные проекты, предполагающие технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, для которых в соответствии с критериями, установленными Правилами технологического присоединения, требуется разработка схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств, со сроком ввода в эксплуатацию до шести лет включительно от года разработки прогноза потребления, включаются в реестр инвестиционных проектов при одновременном выполнении следующих условий:

наличие заключенного договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям (в случае технологического присоединения к объектам ЕНЭС по индивидуальному проекту - соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту);

наличие документов, подтверждающих принадлежность потребителю электрической энергии (инвестору) земельного участка соответствующего назначения на праве собственности или ином законном основании;

учет инвестиционного проекта в прогнозе социально-экономического развития соответствующего субъекта Российской Федерации, утверждаемом в соответствии со статьей 33 или статьей 35 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации" (далее - прогноз социально-экономического развития субъекта Российской Федерации);

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

<7> Сноска исключена. - Приказ Минэнерго России от 12.07.2024 N 864.

г) утратил силу. - Приказ Минэнерго России от 12.07.2024 N 864.

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

а) прогноз максимального потребления мощности в отношении инвестиционных проектов, предполагающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не менее 670 кВт, на год N расчетного периода (МВт) определяется по формуле:

, (17)

где:

- максимальная мощность (МВт) энергопринимающих устройств, планируемых к технологическому присоединению при реализации i-го инвестиционного проекта в году N расчетного периода в соответствии с техническими условиями для технологического присоединения, а при отсутствии указанной информации - определенная в соответствии с характеристиками соответствующего инвестиционного проекта;

- коэффициент, учитывающий набор мощности потребителями электрической энергии, энергопринимающие устройства которых планируются к технологическому присоединению при реализации i-го инвестиционного проекта (о.е.), определяемый в соответствии с приложением N 2 к Методическим указаниям;

- коэффициент, учитывающий совмещение максимума потребления электрической энергии (мощности) потребителями электрической энергии, энергопринимающие устройства которых планируются к технологическому присоединению при реализации i-го инвестиционного проекта (о.е.), определяемый в соответствии с приложением N 3 к Методическим указаниям 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, утвержденным приказом Минэнерго России от 6 мая 2014 г. N 250 <8>;

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

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

б) прогноз максимального потребления мощности новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии с максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) на год N расчетного периода (МВт) определяется по формуле (17). При этом в качестве показателя учитывается максимальная мощность новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, планируемых к технологическому присоединению в i-ом центре питания территориальной энергосистемы в соответствии с заключенными договорами об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям, в году N расчетного периода (МВт);

в) прогноз максимального потребления мощности на СН новых электростанций (единиц генерирующего оборудования) (МВт) на год N расчетного периода определяется по формуле:

, (18)

где:

- установленная генерирующая мощность (МВт) новой электростанции (единицы генерирующего оборудования) i, относящейся к тепловым электростанциям (далее - ТЭС) или АЭС;

k_{СН i} - коэффициент, характеризующий долю потребления мощности на СН агрегата (энергоблока) электростанции определенного типа от его установленной генерирующей мощности (о.е.), определяемый в соответствии с приложением N 3 к Методическим указаниям.

Прогнозное потребление мощности на СН вновь вводимых гидроэлектростанций (далее - ГЭС), генерирующих объектов, функционирующих на основе фотоэлектрического преобразования энергии солнца (далее - СЭС), и генерирующих объектов, функционирующих на основе преобразования энергии ветра (далее - ВЭС), в расчетах прогнозной величины максимального потребления мощности энергосистемы не учитывается;

г) итоговая величина прогноза потребления электрической мощности вновь присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей территориальной энергосистемы на год N расчетного периода (МВт) определяется по формуле:

. (19)

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

а) прогноз потребления электрической энергии в отношении инвестиционных проектов, предполагающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не менее 670 кВт, на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется на основе показателей, учтенных в формуле (17), по следующей формуле:

, (20)

где:

- число часов использования максимума потребления мощности потребителя электрической энергии i (ч), определяемое с учетом представленной инвестором информации на основе справочных данных, приведенных в приложении N 1 к Методическим указаниям, в зависимости от ВЭД. При отсутствии представленной инвестором информации по отнесению новых энергопринимающих устройств потребителя электрической энергии к ВЭД, указанным в приложении N 1 к Методическим указаниям, следует учитывать такой инвестиционный проект средним числом часов использования максимума потребления, рассчитанным за базовый период по соответствующей территориальной энергосистеме по формуле (15);

- коэффициент, учитывающий сроки ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств, технологическое присоединение которых планируется при реализации инвестиционного проекта i (о.е.) в году N расчетного периода, определяемый в отношении инвестиционного проекта для каждого года, начиная с года ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств в соответствии с договором об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям. При этом в отношении года, следующего за годом выхода производственных мощностей на проектную мощность, а также для всех последующих лет расчетного периода значение принимается равным 1.

Значения коэффициентов должны определяться на основании информации о планируемых сроках ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств, представленной инвестором, а при отсутствии такой информации:

на основании статистической информации об этапности освоения производственных мощностей аналогичных объектов;

с использованием следующей формулы при наличии информации о планируемом месяце ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств:

; (21)

исходя из учета ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств потребителя i в IV квартале года N - при отсутствии информации о планируемом месяце ввода в эксплуатацию таких энергопринимающих устройств;

б) прогноз потребления электрической энергии новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется на основе среднего расчетного числа часов использования максимума потребления мощности существующих потребителей территориальной энергосистемы и прогноза максимального потребления мощности новых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии с максимальной мощностью от 150 кВт включительно и до 670 кВт (не включая верхнюю границу указанного диапазона) на год N расчетного периода по формуле (20);

в) прогноз потребления электрической энергии на СН новых электростанций (единиц генерирующего оборудования) на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

, (22)

где:

- прогнозное потребление электрической энергии на СН вводимого генерирующего оборудования АЭС (млн кВт·ч), рассчитанное в порядке, предусмотренном подпунктом "е" пункта 25 Методических указаний, на основе прогнозной информации о годовых объемах производства электрической энергии в расчетном периоде, представленной собственниками или иными законными владельцами таких электростанций, а при отсутствии данной информации - принимаемое равным усредненному за базовый период потреблению электрической энергии на СН при работе аналогичного генерирующего оборудования;

- прогнозное потребление электрической энергии на производственные нужды ГАЭС в насосном режиме (млн кВт·ч), определенное в соответствии с проектными показателями с учетом планируемых сроков ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования;

- прогнозное потребление электрической энергии на СН вводимого генерирующего оборудования ТЭС (млн кВт·ч), определяемое на основе показателей, рассчитанных согласно подпункту "в" пункта 28 Методических указаний, по формуле:

, (23)

где:

- расчетное годовое число часов использования установленной генерирующей мощности электростанции i, которое принимается равным 4800 ч для тепловых электростанций, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (далее - ТЭЦ), 6000 ч для угольных паросиловых агрегатов конденсационных электростанций (далее - КЭС), газотурбинных и парогазовых установок, 5500 ч для газомазутных паросиловых агрегатов КЭС;

г) итоговая величина прогноза потребления электрической энергии вновь вводимых энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии территориальной энергосистемы на год N расчетного периода (млн кВт·ч) определяется по формуле:

. (24)

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

; (25)

. (26)

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

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

, (27)

где:

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

. (28)

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

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

, (29)

где:

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

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

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

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

, (30)

где:

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

. (31)

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

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

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

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

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

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

, (32)

где:

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

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

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

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

, (33)

где:

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

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

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

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

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

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

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

а) коэффициенты соотношения максимального и минимального потребления мощности зимних суток и летних суток определяются как среднее арифметическое за базовый период отношение минимального и максимального потребления мощности в сутки с максимальным потреблением мощности зимнего периода и в сутки с наименьшим максимальным потреблением мощности летнего периода соответственно;

б) коэффициент соотношения максимального и минимального потребления мощности суток периода паводка (половодья) определяется как среднее арифметическое за базовый период отношение минимального и максимального потребления мощности в сутки периода паводка (половодья);

в) коэффициент соотношения максимального потребления мощности зимних и летних суток определяется как среднее арифметическое за базовый период отношение максимального потребления мощности в сутки с наименьшим максимальным потреблением мощности летнего периода и в сутки с максимальным потреблением мощности зимнего периода;

г) коэффициент соотношения максимального потребления мощности зимних суток и суток периода паводка (половодья) определяется как среднее арифметическое за базовый период отношение максимального потребления мощности в сутки с наименьшим максимальным потреблением мощности периода паводка (половодья) и в сутки с максимальным потреблением мощности зимнего периода.

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

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

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

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

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

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

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

42 - 46. Утратили силу. - Приказ Минэнерго России от 12.07.2024 N 864.