Действующий
Положение
о порядке определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности)
1.1. Настоящее Положение устанавливает порядок определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности на оптовом рынке электрической энергии (мощности), учитываемой системным оператором в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 44, ст. 4312; 2006, N 36, ст. 3835; 2008, N 2, ст. 84; N 27, ст. 3285; 2009, N 32, ст. 4040; N 47, ст. 5667; N 52, ст. 6575; 2010, N 11, ст. 1216, N 12, ст. 1333, N 15, ст. 1803; N 18, ст. 2239; N 21, ст. 2610; N 23, ст. 2848; N 25, ст. 3175) (далее - Правила оптового рынка), для определения объема мощности, который требуется отобрать на год поставки мощности по результатам долгосрочного конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности (далее - долгосрочный конкурентный отбор мощности) и порядок определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности).
1.2. Объем спроса на мощность для целей проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности (далее - спрос на мощность) определяется в соответствии с настоящим Положением исходя из прогнозируемого в год поставки максимального часового потребления электрической энергии в зоне (группе зон) свободного перетока с учетом объемов потребления электрической энергии на собственные и хозяйственные нужды производителей электрической энергии и величины планового коэффициента резервирования мощности для соответствующей зоны (группы зон) свободного перетока, а также с учетом объемов производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках электрической энергии, в отношении которых на оптовом рынке электрической энергии (мощности) не зарегистрирована отдельная группа точек поставки (далее - объемы производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках).
Для групп зон свободного перетока, относящихся к первой и второй ценовым зонам оптового рынка, спрос на мощность определяется раздельно.
1.3. Величина спроса на мощность определяется как произведение величины прогнозируемого в год поставки максимального часового потребления электрической энергии в зоне (группе зон) свободного перетока и планового коэффициента резервирования мощности в зоне (группе зон) свободного перетока (далее - плановый коэффициент резервирования мощности) за вычетом объемов производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках, определяемых в соответствии с пунктом 4.1 настоящего Положения.
II. Порядок определения прогнозируемого объема потребления электрической энергии в Единой энергетической системе России и в зонах (группах зон) свободного перетока
2.1. Максимальный часовой объем потребления электрической энергии в зоне (группе зон) свободного перетока, прогнозируемый на год поставки мощности, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности (далее - прогнозируемый максимальный объем потребления), определяется системным оператором на основе прогноза потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации, включенного в программу развития Единой энергетической системы России, утверждаемую в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073) (далее - программа развития ЕЭС России), с учетом влияния температурного фактора.
Прогнозируемый максимальный объем потребления мощности определяется в отношении территории каждого субъекта Российской Федерации в целом без выделения объемов потерь электрической энергии в электрических сетях и объемов потребления электрической энергии для собственных и хозяйственных нужд производителей электрической энергии.
2.2. Для целей определения величины прогнозируемого максимального объема потребления учет влияния температурного фактора осуществляется путем применения повышающего коэффициента, характеризующего увеличение потребления мощности при понижении среднесуточной температуры до уровня температуры наиболее холодной пятидневки для соответствующего субъекта Российской Федерации (далее - повышающий температурный коэффициент). Значения повышающих температурных коэффициентов приведены в приложении к настоящему Положению.
2.3. Величина прогнозируемого максимального объема потребления мощности по зоне свободного перетока определяется равной сумме величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации, отнесенных к данной зоне свободного перетока, в целом и долей величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации, если территория субъекта Российской Федерации отнесена к двум и более зонам свободного перетока. При этом к величинам (долям величин) прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориям субъектов Российской Федерации применяется соответствующий коэффициент совмещения максимума потребления субъекта Российской Федерации.
Доля прогнозируемого максимального объема потребления мощности субъекта Российской Федерации, относимая к зоне свободного перетока, определяется на основании данных замера потокораспределения на час максимума зимнего замерного дня года, предшествующего дате проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности с учетом динамики изменения потребления.
Коэффициент совмещения максимума потребления субъекта Российской Федерации определяется как средняя величина отношения потребления мощности на территории субъекта Российской Федерации в декабре в час максимального потребления мощности в ценовой зоне, к которой отнесен субъект Российской Федерации, к максимальному объему потребления мощности, зарегистрированному в декабре соответствующего года на территории данного субъекта Российской Федерации, за три года, предшествующих дате проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности.
III. Порядок определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности)
3.1. Плановый коэффициент резервирования мощности рассчитывается системным оператором для зоны (группы зон) свободного перетока как сумма значения, равного 1,17, коэффициента прогнозного недоиспользования мощности и коэффициента, учитывающего экспорт электрической энергии.
3.2. Коэффициент прогнозного недоиспользования мощности, учитывающий фактическое снижение мощности, обусловленное проведением внеплановых ремонтов генерирующего оборудования, определяется как отношение среднемесячного снижения мощности, обусловленного проведением внеплановых ремонтов генерирующего оборудования, равного снижению мощности относительно значений, указанных в уведомлениях, поданных в соответствии с Правилами оптового рынка в целях выбора состава оборудования, в зимние месяцы двух лет, предшествующих дате проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, к величине прогнозируемого максимального объема потребления в соответствующей зоне (группе зон) свободного перетока.
3.3. Коэффициент, учитывающий экспорт электрической энергии, рассчитывается как отношение объемов экспорта электрической энергии к величине прогнозируемого максимального объема потребления в соответствующей зоне (группе зон) свободного перетока.
Объемы экспорта электрической энергии, учитываемые при определении величины спроса на мощность для целей проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности на два и более лет вперед, определяются как максимальная величина из следующих величин:
максимум почасовых объемов поставки электрической энергии в декабре года, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности, предусмотренных договорами (контрактами) на поставку электрической энергии в зарубежные энергосистемы, заключенными организацией, осуществляющей экспортно-импортные операции на оптовом рынке;
Объемы экспорта электрической энергии, учитываемые при определении величины спроса на мощность для целей проведения корректировочных долгосрочных конкурентных отборов мощности и отбора на 2011 год, определяются как максимальная величина из следующих величин:
максимум почасовых объемов поставки электрической энергии в декабре года, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности, предусмотренных договорами (контрактами) на поставку электрической энергии в зарубежные энергосистемы, заключенными организацией, осуществляющей экспортно-импортные операции на оптовом рынке;
объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы, учтенному в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации, утвержденном федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов*, на декабрь года, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности.
IV. Учет объемов производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках
4.1. Объемы производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на розничных рынках, рассчитываются как объемы среднечасовой выработки электрической энергии таких генерирующих объектов за декабрь года, предшествующего году проведения, а также январь и февраль года проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности, с учетом подтвержденных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе данных о фактическом вводе в эксплуатацию новых генерирующих объектов и (или) выводе из эксплуатации генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках.
V. Порядок определения величины объема пикового потребления для определения объема покупки мощности в целях компенсации потерь организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью
5.1. Величина объема пикового потребления для определения объема покупки мощности на оптовом рынке в целях компенсации потерь организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью определяется по территориям субъектов Российской Федерации, отнесенных к зоне свободного перетока для года, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности, как равный объему мощности, определенному для указанной организации на соответствующий календарный месяц в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации, утвержденном федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, на период регулирования, на который проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности.
* Пункт 5.3.5 Положения о Федеральной службе по тарифам, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049; 2006, N 3, ст. 301; N 23, ст. 2522; N 48, ст. 5032; N 50, ст. 5354; 2007, N 16, ст. 1912; N 25, ст. 3039; N 32, ст. 4145; 2008, N 7, ст. 597; N 17, ст. 1897; N 23, ст. 2719; N 38, ст. 4309; N 46, ст. 5337; 2009, N 1, ст. 142; N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 9, ст. 1119; N 18 (ч. 2), ст. 2249; N 33, ст. 4086; 2010, N 9, ст. 960; N 13, ст. 1514; N 25, ст. 3169; N 26, ст. 3350; N 30, ст. 4096).
Название объединенной энергосистемы | Название субъекта Российской Федерации | Кт |
| ОЭС Центра | Белгородская область | 1,02 |
| ОЭС Центра | Брянская область | 1,04 |
| ОЭС Центра | Владимирская область | 1,02 |
| ОЭС Центра | Вологодская область | 1,01 |
| ОЭС Центра | Воронежская область | 1,05 |
| ОЭС Центра | Ивановская область | 1,02 |
| ОЭС Центра | Калужская область | 1,05 |
| ОЭС Центра | Костромская область | 1,00 |
| ОЭС Центра | Курская область | 1,02 |
| ОЭС Центра | Липецкая область | 1,03 |
| ОЭС Центра | Москва и Московская область | 1,07 |
| ОЭС Центра | Орловская область | 1,03 |
| ОЭС Центра | Рязанская область | 1,02 |
| ОЭС Центра | Смоленская область | 1,03 |
| ОЭС Центра | Тамбовская область | 1,04 |
| ОЭС Центра | Тверская область | 1,05 |
| ОЭС Центра | Тульская область | 1,03 |
| ОЭС Центра | Ярославская область | 1,03 |
| ОЭС Северо-Запада | Мурманская область | 1,01 |
| ОЭС Северо-Запада | Санкт-Петербург и Ленинградская область | 1,06 |
| ОЭС Северо-Запада | Республика Карелия | 1,03 |
| ОЭС Северо-Запада | Республика Коми | 1,01 |
| ОЭС Северо-Запада | Калининградская область | 1,06 |
| ОЭС Северо-Запада | Архангельская область | 1,03 |
| ОЭС Северо-Запада | Псковская область | 1,04 |
| ОЭС Северо-Запада | Новгородская область | 1,03 |
| ОЭС Средней Волги | Самарская область | 1,03 |
| ОЭС Средней Волги | Нижегородская область | 1,04 |
| ОЭС Средней Волги | Республика Чувашия | 1,04 |
| ОЭС Средней Волги | Ульяновская область | 1,04 |
| ОЭС Средней Волги | Республика Марий Эл | 1,03 |
| ОЭС Средней Волги | Саратовская область | 1,03 |
| ОЭС Средней Волги | Пензенская область | 1,04 |
| ОЭС Средней Волги | Республика Мордовия | 1,04 |
| ОЭС Средней Волги | Республика Татарстан | 1,03 |
| ОЭС Урала | Кировская область | 1,04 |
| ОЭС Урала | Курганская область | 1,08 |
| ОЭС Урала | Удмуртская Республика | 1,05 |
| ОЭС Урала | Челябинская область | 1,03 |
| ОЭС Урала | Свердловская область | 1,04 |
| ОЭС Урала | Оренбургская область | 1,03 |
| ОЭС Урала | Республика Башкортостан | 1,02 |
| ОЭС Урала | Тюменская область | 1,02 |
| ОЭС Урала | Пермский край | 1,04 |
| ОЭС Юга | Астраханская область | 1,04 |
| ОЭС Юга | Волгоградская область | 1,03 |
| ОЭС Юга | Чеченская Республика | 1,05 |
| ОЭС Юга | Республика Дагестан | 1,04 |
| ОЭС Юга | Кабардино-Балкарская Республика | 1,07 |
| ОЭС Юга | Республика Ингушетия | 1,07 |
| ОЭС Юга | Республика Калмыкия | 1,06 |
| ОЭС Юга | Краснодарский край и Республика Адыгея | 1,09 |
| ОЭС Юга | Ростовская область | 1,07 |
| ОЭС Юга | Республика Северная Осетия - Алания | 1,04 |
| ОЭС Юга | Карачаево-Черкесская Республика | 1,04 |
| ОЭС Юга | Ставропольский край | 1,04 |
| ОЭС Сибири | Алтайский край и Республика Алтай | 1,04 |
| ОЭС Сибири | Забайкальский край | 1,02 |
| ОЭС Сибири | Красноярский край | 1,05 |
| ОЭС Сибири | Республика Тыва | 1,05 |
| ОЭС Сибири | Республика Бурятия | 1,03 |
| ОЭС Сибири | Кемеровская область | 1,03 |
| ОЭС Сибири | Томская область | 1,04 |
| ОЭС Сибири | Новосибирская область | 1,06 |
| ОЭС Сибири | Омская область | 1,03 |
| ОЭС Сибири | Республика Хакассия | 1,02 |
| ОЭС Сибири | Иркутская область | 1,05 |
| ОЭС Востока | Амурская область | 1,02 |
| ОЭС Востока | Приморский край | 1,03 |
| ОЭС Востока | Хабаровский край | 1,02 |
| ОЭС Востока | Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) | 1,01 |