VII. Балансы электрической энергии

119. Балансы электрической энергии синхронной зоны, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов должны формироваться в целях проверки возможности обеспечения требуемого объема выработки электрической энергии электростанциями, учтенными в балансе мощности энергосистемы на час собственного годового максимума потребления мощности.

120. Формирование балансов электрической энергии должно осуществляться на основе балансов мощности энергосистемы, формируемых в соответствии с главой V Методических указаний, и исходных данных, указанных в пункте 81 Методических указаний, информации, указанной в подпункте "д" пункта 47 Методических указаний, а также водно-энергетических показателей действующих и планируемых к вводу в эксплуатацию ГЭС для каждого месяца года.

121. Балансы электрической энергии синхронной зоны должны формироваться для условий средневодного года.

Балансы электрической энергии технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов, в которых функционируют единственная ГЭС либо несколько ГЭС, расположенных на одной реке, должны формироваться для условий маловодного года.

Балансы электрической энергии технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы и отдельных энергорайонов, в которых функционируют ГЭС, расположенные на различных реках, должны формироваться:

для условий маловодного года только по одной из рек, для которой в расчетном маловодном году снижение выработки ГЭС является наибольшим;

для условий средневодного года по остальным ГЭС, не указанным в абзаце четвертом настоящего пункта.

Для целей настоящего пункта Методических указаний под средневодным годом понимается год с выработкой электрической энергии, соответствующей годовой приточности в водохранилище ГЭС с обеспеченностью стока 50%. Под маловодным годом понимается год с выработкой электрической энергии, соответствующей годовой приточности в водохранилище ГЭС с обеспеченностью стока 95%.

122. Расходная часть баланса электрической энергии должна складываться из следующих показателей:

а) потребление электрической энергии Э (млн кВт·ч), включая потребление электрической энергии на заряд ГАЭС Э_ГАЭС (млн кВт·ч);

б) экспорт электрической энергии в энергосистемы иностранных государств Э_эксп (млн кВт·ч);

в) в случае формирования баланса электрической энергии отдельных энергорайонов учитывается планируемая передача электрической энергии в смежные энергорайоны, определяемая на основании постоянного отбора для целей покрытия потребления смежных энергорайонов Э_{передача} (млн кВт·ч).

123. Приходная часть баланса электрической энергии должна складываться из следующих показателей:

а) производство (выработка) электрической энергии электростанциями i W_i (млн кВт·ч);

б) планируемое получение электрической энергии из смежных энергорайонов Э_{получение} (млн кВт·ч).

124. При формировании балансов электрической энергии должно быть обеспечено равенство расходной и приходной частей, указанных в пунктах 122 и 123 Методических указаний, с соблюдением следующих требований:

а) при формировании балансов электрической энергии по синхронным зонам и технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам объем выработки электрической энергии на электростанциях должен соответствовать годовому объему потребления электрической энергии с учетом заряда ГАЭС, объемов экспорта электрической энергии в энергосистемы иностранных государств:

; (57)

б) при формировании балансов по энергорайонам, входящим в состав ЕЭС России, для целей определения наличия или отсутствия дефицита электрической энергии дополнительно учитываются объемы получения электрической энергии из других энергорайонов и объем планируемой передачи электрической энергии в смежные энергорайоны:

; (58)

125. Для проверки возможности обеспечения требуемого годового объема производства электрической энергии электростанциями, учтенными в балансе мощности на час собственного годового максимума потребления мощности, должна выполняться оценка приходной и расходной части баланса электрической энергии в целом на расчетный год в соответствии с условием, предусмотренным абзацем первым пункта 124 Методических указаний. При выполнении указанной оценки должны соблюдаться следующие требования:

а) показатели годового производства электрической энергии ГЭС W_ГЭС (млн кВт·ч) для действующих ГЭС определяются на основе информации о величине годовой выработки электрической энергии за период нормальной эксплуатации для различных условий водности (маловодные, средневодные), а при отсутствии такой информации - по проектной величине среднемноголетней (для маловодных условий - гарантированной) выработки электрической энергии, указанной в правилах использования водных ресурсов водохранилищ, утверждаемых в соответствии со статьей 45 Водного кодекса Российской Федерации <21>;

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

<21> Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 23, ст. 2381; 2021, N 27, ст. 5130.

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

в) показатели годового производства электрической энергии ГАЭС W_ГАЭС (млн кВт·ч) принимаются в соответствии с проектными данными;

г) показатели годового производства электрической энергии АЭС определяются на основе установленной генерирующей мощности (МВт) и ожидаемого годового числа часов использования установленной генерирующей мощности T_АЭС (ч), определяемого в соответствии с утвержденным графиком проведения плановых ремонтов энергоблоков АЭС по информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом", но не выше статистической информации о фактическом среднем годовом числе часов использования установленной генерирующей мощности за последние пять лет (при условии отсутствия изменений установленной генерирующей мощности конкретных АЭС в расчетном периоде), по формуле:

; (59)

д) для вводимых в эксплуатацию энергоблоков АЭС в первый год эксплуатации годовое число часов использования их установленной генерирующей мощности принимается сниженным на основе информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" о графике выхода на проектную мощность, а при отсутствии указанной информации - равным нулю. Для остальных лет расчетного периода при отсутствии информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" годовое число часов использования установленной генерирующей мощности вводимых в эксплуатацию энергоблоков АЭС принимается равным 7000 часов;

е) объемы годового производства электрической энергии действующих ВЭС и СЭС определяются как минимальная из следующих величин:

минимальный объем производства электрической энергии за календарный год в течение срока эксплуатации электростанции с момента выхода на проектную установленную мощность, но не более последних семи лет;

объем производства электрической энергии, заявленный собственником или иным законным владельцем генерирующего оборудования на соответствующий год;

ж) объемы годового производства электрической энергии проектируемых ВЭС и СЭС определяются в соответствии с их установленной генерирующей мощностью , (МВт) и годовым числом часов использования установленной генерирующей мощности T_ВЭС, T_СЭС (ч), принимаемым в соответствии с проектными данными, а при их отсутствии - равным 2000 и 1500 часов для ВЭС и СЭС соответственно, по формулам:

; (60)

; (61)

з) необходимый годовой объем производства электрической энергии ТЭС, замыкающих баланс электрической энергии синхронных зон и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, определяется в виде разности между годовым объемом потребления электрической энергии в энергосистеме с учетом заряда ГАЭС, объемов ее экспорта в энергосистемы иностранных государств и объемами производства электрической энергии на ГЭС, ГАЭС, АЭС, ВЭС и СЭС, определенными в соответствии с подпунктами "а" - "ж" настоящего пункта, по формуле:

; (62)

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

, (63)

где:

- установленная генерирующая мощность электростанции (МВт);

T_ТЭС - максимальное годовое число часов использования установленной генерирующей мощности электростанции (ч), которое определяется с учетом ограничений каждой конкретной электростанции, а при отсутствии указанной информации принимается равным 6500 часов;

к) наличие дефицита электрической энергии в синхронной зоне и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах определяется по формуле:

. (64)

126. Оценка наличия дефицита электрической энергии в энергорайоне должна выполняться для условий маловодного года с учетом требований пункта 121 Методических указаний.

Наличие дефицита электрической энергии в отдельном энергорайоне должно определяться по формуле:

, (65)

где:

Э_{получениеЭР} - максимально возможный на временном интервале объем получения (передачи) электрической энергии (млн кВт·ч) по внешним электрическим связям, ограничивающим отдельный энергорайон.

127. При расчете максимально возможного на временном интервале объема получения (передачи) электрической энергии по внешним электрическим связям, ограничивающим отдельный энергорайон, должны соблюдаться следующие требования:

а) годовой объем получения (передачи) электрической энергии определяется путем суммирования аналогичных величин в разрезе сезонов календарного года:

осенне-зимний период - с 1 января по 15 апреля и с 1 ноября по 31 декабря;

период паводка - с 16 апреля по 15 июня;

летний период - с 16 июня по 31 октября;

б) величина пропускной способности внешних электрических связей энергорайона в разрезе сезонов календарного года (тыс. кВт·ч) определяется на основании среднегодовой длительности нахождения во всех видах ремонтов линий электропередачи и оборудования, приводящего к снижению пропускной способности указанных электрических связей относительно нормальной схемы за последние пять лет;

в) расчетная пропускная способность внешних электрических связей энергорайона в ремонтной схеме принимается равной минимальному значению пропускной способности из всех рассматриваемых единичных ремонтных схем;

г) объем получения (передачи) электрической энергии по внешним электрическим связям энергорайона определяется по формуле:

Э_{получениеЭРсезон} = P_МДПн/с · (T_сезон - T_откл) +

+ P_{МДПрем/с} · T_откл, (66)

где:

P_МДПн/с - пропускная способность внешних электрических связей энергорайона в нормальной схеме в соответствующем сезоне (МВт);

P_{МДПрем/с} - минимальная пропускная способность внешних электрических связей энергорайона из всех рассматриваемых единичных ремонтных схем в соответствующем сезоне (МВт);

T_сезон - продолжительность соответствующего сезона (ч);

T_откл - среднегодовая длительность нахождения в плановых, неотложных и аварийных ремонтах линий электропередачи и оборудования в энергорайоне, приводящих к снижению пропускной способности внешних электрических связей энергорайона относительно нормальной схемы, принимаемая одинаковой как для существующих, так и для вновь вводимых линий электропередачи и оборудования (ч);

д) в случае превышения T_откл над T_сезон пропускная способность внешних электрических связей энергорайона принимается равной P_{МДПрем/с} на протяжении всего сезона;

е) величины пропускной способности электрических связей принимаются:

для осенне-зимнего периода - как величины максимально допустимых перетоков активной мощности для режима максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха, приведенной в абзаце третьем подпункта "а" пункта 180 Методических указаний;

для периода паводка - как величины максимально допустимых перетоков активной мощности при температуре наружного воздуха, приведенной в подпункте "г" пункта 180 Методических указаний;

для летнего периода - как величины максимально допустимых перетоков активной мощности при температуре наружного воздуха, приведенной в подпункте "в" пункта 180 Методических указаний.

128. При выявлении дефицита электрической энергии должны быть предложены технические решения по дополнительному строительству генерирующих мощностей, переносу на более поздний срок вывода из эксплуатации генерирующих мощностей или увеличению пропускной способности электрических связей, обеспечивающие ликвидацию дефицита электрической энергии. Обоснование и выбор указанных технических решений должны осуществляться по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат с учетом положений главы XI Методических указаний, а при разработке (актуализации) генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики - также с учетом положений главы IV Методических указаний.

129. Для определения наиболее эффективных режимов использования мощности электростанций, определения потребности электростанций в топливе, прогноза цен на электрическую энергию на основе предельных затрат на обеспечение потребления электрической энергии, отвечающих принципам конкурентного ценообразования, при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должно выполняться моделирование оптимального баланса электрической энергии для каждого года расчетного периода.

130. Для формирования оптимального баланса электрической энергии по каждому расчетному году должно использоваться агрегированное представление производственной структуры ЕЭС России в территориальном и технологическом разрезе, формируемое в соответствии с пунктом 48 Методических указаний с учетом пункта 131 Методических указаний.

131. Генерирующие мощности ТЭС должны быть представлены агрегированными группами оборудования исходя из разницы уровня их удельных расходов топлива, вида топлива, маневренных характеристик, возможности работы в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

132. Формирование оптимального баланса электрической энергии должно осуществляться по результатам решения оптимизационной задачи с соблюдением следующих требований:

а) максимальное значение востребованной мощности ТЭС ограничено значением ее располагаемой мощности, определяемым в соответствии с пунктом 83 Методических указаний, минимальное значение - величиной ее технологического минимума в соответствии с пунктом 92 Методических указаний;

б) мощности электростанций других типов (АЭС, ГЭС, ГАЭС, СЭС, ВЭС), а также накопителей электрической энергии определяются с учетом требований главы V Методических указаний.

в) объем передачи мощности по межсистемным связям ограничивается величиной пропускной способности межсистемной связи;

г) при решении оптимизационной задачи должен использоваться экономический критерий минимума суммарных топливных затрат тепловых электростанций на обеспечение потребления электрической энергии с учетом затрат на компенсацию потерь при ее передаче по межсистемным связям.

133. По результатам решения оптимизационной задачи должны быть определены:

а) объемы использования мощности электростанций;

б) годовые объемы производства электрической энергии электростанциями разного типа;

в) объемы получения электрической энергии и передачи электрической энергии;

г) значения цен электрической энергии для ценовых зон оптового рынка;

д) средневзвешенная годовая цена электрической энергии в целом по ЕЭС России для ценовых зон оптового рынка.

134. Результаты формирования оптимальных балансов электрической энергии должны использоваться для оценки экономических последствий реализации рассматриваемых технических решений по развитию энергосистем.