Основные характеристики российской электроэнергетики | Министерство энергетики

приложение 1. порядок формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках единой энергетической системы россии по субъектам российской федерации | гарант

Приложение 1
к приказу Федеральной
службы по тарифам
от 12 апреля 2021 г. N 53-э/1

Порядок
формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации

I. Общие положения

1. Порядок формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее — Порядок) разработан в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2021 N 1178 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 4, ст. 504; N 16, ст. 1883) (далее — Основы ценообразования), Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2021 N 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 14, ст. 1916; N 42, ст. 5919; 2021, N 4, ст. 504, ст. 505) (далее — Правила оптового рынка).

3. Сводный прогнозный баланс формируется в целях:

а) расчетов регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию и мощность, подлежащих государственному регулированию в соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1 (ч. I), ст. 37; 2006, N 52 (ч. I), ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29 (ч. I), ст. 3418; N 52 (ч. 1), ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2021, N 11, ст. 1175; N 31, ст. 4156; N 31, ст. 4157; N 31, ст. 4158; N 31, ст. 4160; 2021, N 1, ст. 13; N 7, ст. 905; N 11, ст. 1502; N 23, ст. 3263; N 30 (ч. I), ст. 4590; N 30 (ч. I), ст. 4596; N 50, ст. 7336; N 50, ст. 7343) и Основами ценообразования, а также регулируемых цен (тарифов) на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности), указанных в Основах ценообразования и устанавливаемых Федеральной службой по тарифам (далее — ФСТ России) и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;

б) заключения участниками ОРЭМ договоров, в том числе регулируемых, на основании которых осуществляется купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в соответствии с Правилами оптового рынка;

в) заключения договоров купли-продажи (поставки) электрической энергии и мощности с гарантирующим поставщиком на территории субъектов Российской Федерации, объединенных в неценовые зоны оптового рынка, производителями (поставщиками) электрической энергии (мощности), на которых распространяется требование законодательства Российской Федерации об электроэнергетике о реализации производимой электрической энергии (мощности) только на оптовом рынке, до получения статуса субъекта оптового рынка участвующие в отношениях купли-продажи на розничном рынке, в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 N 530 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 37, ст. 3876; 2007, N 30, ст. 3940; 2008, N 2, ст. 84; N 3, ст. 182; N 27, ст. 3285; 2009, N 12, ст. 1441; N 20, ст. 2475; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771; N 43, ст. 5066; 2021, N 10, ст. 1082; N 21, ст. 2610; N 25, ст. 3175; N 49, ст. 6521; 2021, N 11, ст. 1524; N 20, ст. 2831; N 22, ст. 3168; N 45, ст. 6404; 2021, N 4, ст. 505).

II. Формирование сводного прогнозного баланса

4. Сводный прогнозный баланс формируется в рамках ЕЭС России по субъектам Российской Федерации.

Итоговые балансовые решения в части определения в прогнозном балансе объемов поставки (покупки) электрической энергии и мощности принимаются не позднее чем за 2 месяца до начала соответствующего периода регулирования. Срок принятия балансовых решений может быть продлен ФСТ России, но не более чем на 30 дней.

Итоговые балансовые решения в части определения в сводном прогнозном балансе объемов поставки тепловой энергии (мощности) источниками тепловой энергии, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, принимаются не позднее, чем за три месяца до начала соответствующего периода регулирования.

Сводный прогнозный баланс формируется на год и утверждается ФСТ России с определением прогнозных объемов продажи (покупки) электрической энергии и мощности субъектов ОРЭМ в зарегистрированных в соответствии с Правилами оптового рынка группах точек поставки (далее — ГТП), в том числе условных.

Не позднее 1 июля года, предшествующего периоду регулирования, сводный прогнозный баланс формируется и утверждается ФСТ России с определением суммарных по субъекту Российской Федерации показателей баланса электрической энергии (мощности) по соответствующим ГТП, зарегистрированным за организациями, являющимися субъектами оптового рынка и осуществляющими поставку (покупку) электрической энергии (мощности) на оптовый рынок, состав которых определен на дату представления соответствующей информации некоммерческим партнерством «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» (далее — Совет рынка).

При формировании сводного прогнозного баланса на 2021 год, срок формирования сводного прогнозного баланса, предусмотренный настоящим пунктом, а также срок утверждения сводного прогнозного баланса, предусмотренный строкой 14 приложения N 1 к Порядку, переносится на 45 дней, в соответствии с пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 30.04.2020 N 622 «Об установлении специальных сроков при формировании сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2021 год, государственном регулировании цен (тарифов) и их предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней, устанавливаемых на 2021 год, и раскрытии информации (официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 01.05.2020, N 0001202005010002).

5. Сводный прогнозный баланс формируется согласно графику прохождения документов (приложение N 1 к Порядку).

6. Основой для формирования сводного прогнозного баланса являются предложения, разрабатываемые участниками оптового рынка, организациями, осуществляющими экспортно-импортные операции и получившими статус субъектов оптового рынка, заключившими обязательные для участников оптового рынка договоры и совершившими необходимые для осуществления торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке действия в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (далее — организации, осуществляющие экспортно-импортные операции), производителями (поставщиками) электрической энергии розничного рынка и сетевыми организациями, в том числе и организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, оказывающими услуги по передаче электрической энергии (мощности), в части объемов электрической энергии (мощности) на компенсацию технологического расхода электрической энергии (мощности) при ее передаче (далее — потерь) с учетом экспортно-импортных операций и объемов межгосударственной передачи электрической энергии и мощности, а также величин присоединенной и заявленной мощности потребителей услуг сетевых организаций, а также предложения, разрабатываемые производителями тепловой энергии (мощности), функционирующими в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, сформированные с учетом утвержденных схем теплоснабжения субъектов Российской Федерации.

7. При формировании сводного прогнозного баланса в целом по ЕЭС России учитываются:

— развернутые по направлениям перетоки электрической энергии и мощности между ценовой зоной оптового рынка и территориями неценовых зон оптового рынка, между территориями субъектов Российской Федерации и странами ближнего и дальнего зарубежья, между неценовыми зонами оптового рынка;

— объемы нормативных потерь электрической энергии, отраженные по всем сетевым организациям;

— ограничения установленной мощности, зафиксированные ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» (далее — Системный оператор) в отношении генерирующего оборудования участников ОРЭМ — поставщиков электрической мощности ценовых зон в соответствующем месяце предшествующего года;

— ограничения установленной мощности, согласованные Системным оператором в отношении генерирующего оборудования участников ОРЭМ — поставщиков электрической мощности неценовых зон на соответствующий месяц текущего года;

— представленный на согласование Системному оператору годовой график ремонтов основного энергетического оборудования;

— объемы отпуска тепловой энергии с коллекторов источников тепловой энергии, осуществляющих производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, величина расходов тепловой энергии на хозяйственные нужды;

— объемы производства (потребления) электрической энергии (мощности) поставщиков розничного рынка, отраженные отдельной строкой, с выделением объемов поставки (покупки) электрической энергии (мощности) по заключенным двусторонним договорам;

— изменения величины заявленной (присоединенной) мощности, представленные организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, в том числе в соответствии с решением Министерства энергетики Российской Федерации (далее — Минэнерго России) о согласовании передачи объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, в аренду территориальным сетевым организациям или об отказе в указанном согласовании*;

— сведения о полезном отпуске (продаже) электрической энергии и мощности отдельным категориям потребителей, сведения о полезном отпуске (продаже) тепловой энергии отдельным категориям потребителей, сведения об отпуске (передаче) электроэнергии распределительными сетевыми организациями отдельным категориям потребителей, представляемые по формам государственной статистической отчетности, утвержденным в установленном порядке.

8. Отдельной строкой отражаются:

8.1. Объемы производства электрической энергии (мощности), осуществляемые следующими генерирующими объектами:

а) введенными (вводимыми) в эксплуатацию после 1 января 2008 года, в том числе:

— включенными в перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности, утвержденный распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.08.2021 N 1334-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 35, ст. 4582; N 41 (ч. II), ст. 5287) в соответствии со сроками начала исполнения обязательств по поставке мощности;

строящимися в соответствии с Программой деятельности Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» на долгосрочный период (2009-2021 годы), утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 20.09.2008 N 705 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 39, ст. 4443; 2009, N 48, ст. 5821), и программой строительства гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), реализуемой оптовой генерирующей компанией, созданной на основании решений Правительства Российской Федерации путем реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «Единая энергетическая система России», в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций (далее — ГЭС), и включенные в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики. При этом в отношении объектов атомных электростанций (далее — АЭС), начало поставки мощности которых предполагается не позднее 1 января 2021 г., и объектов ГЭС указанные договоры должны быть заключены до 1 января 2021 г.;

б) относящимися к новым АЭС и ГЭС (в том числе гидроаккумулирующим электростанциям), определенным по результатам отбора инвестиционных проектов, проводимого в установленном порядке более чем за 5 лет до планируемого ввода в эксплуатацию таких объектов;

в) относящимися к зарегистрированным в установленном порядке условным ГТП;

г) относящимися к гидроаккумулирующим электростанциям;

д) относящимися к станциям розничного рынка, величина установленной мощности которых равна или превышает 25 МВт;

е) относящимися к тепловым электростанциям (далее — ТЭС) в неценовых зонах оптового рынка, дополнительная загрузка которых обеспечивает экспорт электрической энергии в энергосистемы иностранных государств. Указанные дополнительные объемы производства электрической энергии используются для установления тарифов производства электрической энергии для ТЭС при работе в конденсационном режиме;

Предлагаем ознакомиться  Могут ли алименты быть ниже прожиточного минимума: что делать и куда обращаться

ж) относящимися к электрическим станциям, объемы производства электрической энергии которых поставляются по долгосрочным двусторонним договорам в неценовых зонах оптового рынка;

з) относящимися к генерирующим объектам, осуществляющим поставку мощности в вынужденном режиме на соответствующий период регулирования.

8.2. Объемы потребления и производства электрической энергии (мощности) в отношении покупателей, владеющих на праве собственности или ином законном основании генерирующими объектами, отражаются отдельно в полном объеме.

8.3. Объемы тепловой энергии (мощности), производимые источниками тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, определенные на основании долгосрочных договоров по соглашению сторон в целях обеспечения потребления тепловой энергии объектами, введенными в эксплуатацию после 1 января 2021 года.

8.4. Объемы потребления электрической энергии (мощности) населением и приравненными к нему категориями потребителей, в том числе с разделением в пределах и сверх социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) в отношении субъектов Российской Федерации, в которых в предыдущем периоде регулирования принято решение об установлении цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей в пределах и сверх социальной нормы потребления в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 22.07.2021 N 614 «О порядке установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 31, ст. 4216; 2021, N 9, ст. 919, Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 31.03.2021, N 0001202103310013).

9. Объем производства электрической энергии действующими ГЭС с водохранилищами сезонного регулирования речного стока определяется с учетом величины среднемноголетней выработки. Для электростанций с водохранилищами многолетнего регулирования речного стока объем производства электрической энергии определяется по величине гарантированной выработки электроэнергии с учетом складывающейся водохозяйственной обстановки и запасов гидроресурсов в водохранилищах на начало регулируемого периода.

Объем производства электрической энергии на вновь вводимых ГЭС определяется с учетом сроков ввода в действие агрегатов, а также графиков начального наполнения водохранилищ.

Объем производства электрической энергии на вновь вводимых ТЭС определяется с учетом сроков ввода в действие агрегатов, а также прогнозируемых тепловых нагрузок.

Прогнозные объемы поставки электрической энергии и (или) мощности в ценовых зонах оптового рынка по регулируемым ценам (тарифам) для производителя из числа определенных ФСТ России в сводном прогнозном балансе в соответствии с критериями, установленными Правилами оптового рынка и настоящим Порядком, не могут превышать 35 процентов суммарного прогнозного объема поставки электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок, определяемого для соответствующего производителя при формировании сводного прогнозного баланса.

При формировании сводного прогнозного баланса ФСТ России определяет для организаций, являющихся субъектами оптового рынка и осуществляющих поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок по регулируемым ценам (тарифам), прогнозные объемы поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок с выделением объемов поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности по регулируемым ценам (тарифам) в отношении зарегистрированных за этими организациями групп точек поставки, в том числе поставляемых по долгосрочным двусторонним договорам в неценовых зонах оптового рынка.

Кроме того, ФСТ России при формировании сводного прогнозного баланса определяет объемы передачи электрической энергии (мощности) между государствами — участниками единого экономического пространства, заявленные организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью.

В сводном прогнозном балансе отражаются объемы производства тепловой энергии, в том числе производимой в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии источниками тепловой энергии с установленной генерирующей мощностью производства электрической энергии 25 мегаватт и более, согласованные органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

В случае если покупатель электрической энергии и мощности — участник оптового рынка осуществляет свою деятельность в субъекте Российской Федерации, части территории которого отнесены к различным зонам (ценовым, неценовым или технологически изолированным энергетическим системам и территориям), при формировании сводного прогнозного баланса в отношении указанного участника оптового рынка выделяются объемы производства (потребления, в том числе потребления населением и приравненными к нему категориями потребителей) электрической энергии (мощности) по каждой такой территории отдельно с разделением объемов в пределах и сверх социальной нормы потребления в отношении субъектов Российской Федерации, в которых в предыдущем периоде регулирования принято решение об установлении цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей в пределах и сверх социальной нормы потребления в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 22.07.2021 N 614 «О порядке установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)».

10. Для определения в сводном прогнозном балансе объемов потребления электрической энергии (мощности) населением и приравненным к нему категориям потребителей организации, осуществляющие регулируемую деятельность, представляют информацию о планируемых объемах потребления электрической энергии (мощности) населением с разделением объемов потребления с оптового и розничного рынка на очередной регулируемый период в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, а регулирующие органы направляют соответствующую сводную по субъекту Российской Федерации информацию в ФСТ России с разбивкой по организациям (приложение N 2 к Порядку).

Прогнозные объемы покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей для указанных субъектов определяются таким образом, чтобы отношение суммарного за год прогнозного объема потребления электрической энергии населением и приравненными к нему категориями потребителей к объему электрической энергии, соответствующему среднему за год значению прогнозного объема мощности, определенного в отношении указанных категорий потребителей, не превышало 5000 и не было ниже 3500**.

Прогнозные объемы электрической энергии (мощности), поставляемые населению и приравненным к нему категориям потребителей, определяются в сводном прогнозном балансе на соответствующий период регулирования ФСТ России отдельно в пределах и сверх социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) на основании информации, полученной от органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (приложение N 2 к Порядку) в сроки, определенные графиком прохождения документов (приложение N 1 к Порядку).

11. Поставщики электрической энергии и мощности и покупатели электрической энергии и мощности — участники оптового рынка, производители (поставщики) электрической энергии розничного рынка, организации, осуществляющие экспортно-импортные операции, и сетевые организации, в том числе и организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, разрабатывают предложения по формированию сводного прогнозного баланса (приложение N 2 к Порядку) в увязке с экономическими показателями и направляют их региональным диспетчерским управлениям Системного оператора (далее — РДУ), организациям, осуществляющим диспетчерское управление на изолированных территориях, в технологически изолированных электроэнергетических системах, Совету рынка и органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

Организации, осуществляющие диспетчерское управление на технологически изолированных территориях, в технологически изолированных электроэнергетических системах направляют предложения по формированию сводного прогнозного баланса в филиалы Системного оператора — Объединенные диспетчерские управления (далее — ОДУ).

12. Участники оптового рынка для включения в сводный прогнозный баланс объемов поставки и (или) покупки электрической энергии (мощности) на ОРЭМ прилагают к предложениям по формированию сводного прогнозного баланса по каждой новой ГТП документы, подтверждающие регистрацию ГТП и информацию о сроках ввода генерирующих объектов в эксплуатацию.

13. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов определяют уровень потребности субъекта Российской Федерации (региона) в электрической и тепловой энергии и мощности на основе прогноза электро- и теплопотребления и анализа динамики его изменения за предыдущие 3 года с учетом заключенных и планируемых к заключению договоров о технологическом присоединении к электрической сети и тепловой сети, нормативов технологических потерь электрической и тепловой энергии, а также утвержденных схем теплоснабжения.

В случае отсутствия до 1 октября нормативов технологических потерь, утвержденных Минэнерго России на расчетный период регулирования, величина потерь электрической энергии в сводном прогнозном балансе определяется исходя из динамики фактических потерь электрической энергии, нормативов технологических потерь, утвержденных Минэнерго России на предыдущие периоды регулирования, и величин, учтенных в сводных прогнозных балансах предшествующих периодов регулирования, а также исходя из темпов их снижения, предусмотренных программой в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности соответствующей сетевой компании.

При установлении тарифов на основании долгосрочных параметров регулирования величина технологических потерь определяется с учетом пунктов 34, 38 Основ ценообразования.

15. При разработке сводного прогнозного баланса:

— производители электрической энергии (мощности) определяют электрические мощности электростанций, принадлежащих им на праве собственности или иных законных основаниях, подлежащие выводу из эксплуатации с учетом требований Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2009, N 12, ст. 1429; 2021, N 15, ст. 1803; 2021, N 14, ст. 1916; 2021, N 6, ст. 695);

— покупатели электрической энергии (мощности) определяют уровни потребности собственных потребителей в электрической энергии и мощности на основании заявок указанных потребителей, обоснованных темпами экономического развития и внедрением энергосберегающих технологий.

16. Выработка электрической энергии ТЭС, включаемая в сводный прогнозный баланс, определяется с учетом обеспечения технологического минимума нагрузки ТЭС, в том числе нагрузки, определенной теплофикационным режимом.

Определение величины выработки ТЭС по конденсационному циклу, включаемой в сводный прогнозный баланс, производится на основе стоимостных оценок, с учетом пропускной способности электрических сетей и надежности электроэнергетических режимов работы ЕЭС России и отдельных энергоузлов.

Выработка электрической энергии АЭС, включаемая в сводный прогнозный баланс, определяется на основе предложений ОАО «Концерн Росэнергоатом» с учетом пропускной способности электрических сетей и надежности электроэнергетических режимов работы ЕЭС России и отдельных энергоузлов.

17. Формирование прогнозных объемов поставки электрической энергии на ОРЭМ осуществляется на основе предложений, полученных от поставщиков ОРЭМ, кроме ГЭС, по критерию минимизации суммарных затрат по ЕЭС России на производство электрической энергии, поставляемой на ОРЭМ, с учетом потерь в электрических сетях и ограничений по пропускной способности линий электропередачи.

17.1. Формирование прогнозных объемов отпуска тепловой энергии (мощности) от источников тепловой энергии, осуществляющих производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, осуществляется на основании утвержденной схемы теплоснабжения, а в ее отсутствие — на основании программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования.

Предлагаем ознакомиться  Академия ФСО какой конкурс на мепсто в 2021 г | Юркапитал

При отсутствии схемы теплоснабжения, либо программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования, или при отсутствии в указанных документах соответствующей информации, прогнозные объемы отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии, осуществляющих производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, формируются исходя из фактического отпуска тепловой энергии, среднегодового фактического потребления тепловой энергии за 3 периода регулирования, предшествующие расчетному с учетом:

— снижения объема тепловой энергии (мощности) в связи с расторжением (прекращением) договоров теплоснабжения (поставки тепловой энергии) в последнем отчетном году;

— увеличения объема тепловой энергии (мощности) в связи с подключением новых потребителей.

19. Совет рынка не позднее 20 апреля представляет в ФСТ России информацию о субъектах оптового рынка, выполнивших требования Правил оптового рынка и осуществляющих куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке на указанную дату с указанием их полных наименований, присвоенных им номеров в реестре субъектов оптового рынка, реквизитов договора о присоединении к торговой системе оптового рынка, перечня зарегистрированных ГТП с указанием их наименования, типа и идентификационных кодов (приложение N 3 к Порядку).

Совет рынка по дополнительному запросу направляет в ФСТ России уточняющую информацию по субъектам оптового рынка, необходимую для принятия балансовых решений.

Не позднее 1 октября года, предшествующего году поставки электрической энергии и (или) мощности, Совет рынка представляет в ФСТ России вышеуказанную информацию, актуализированную на дату ее представления, а также информацию о субъектах оптового рынка, которым для участия в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом рынке требуется балансовое решение, выполнивших требования Правил оптового рынка, зарегистрировавших ГТП (в том числе условные) и выразивших намерение осуществлять поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в очередном периоде регулирования (приложение N 3 к Порядку).

Совет рынка не позднее даты окончания сбора заявок для участия в конкурентном отборе мощности (далее — КОМ) представляет в ФСТ России реестр поставщиков и генерирующих объектов, допущенных к участию в КОМ.

20. Системный оператор до 1 марта представляет в ФСТ России отчетные данные о фактических объемах выработки, потребления и сальдо-перетоков электрической энергии и мощности (в том числе экспортно-импортных) за предшествующий год с разбивкой по месяцам года по участникам оптового рынка, по электростанциям, по субъектам Российской Федерации и в целом по ЕЭС России.

На основе свода полученных заявок по формированию сводного прогнозного баланса, прогноза потребления (производства), согласованного в соответствии с настоящим Порядком, с учетом пропускной способности электрических сетей, необходимости обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и отдельных энергоузлов, а также критериев оптимизации в целом по ЕЭС России Системный оператор представляет проект сводного прогнозного баланса в ФСТ России в установленные сроки (приложение N 1 к Порядку) с приложением информации по участникам ОРЭМ, в предложения которых Системным оператором внесены изменения, с указанием конкретных изменений и их обоснованием.

При формировании проекта сводного прогнозного баланса Системный оператор учитывает допустимость объемов электрической энергии и мощности, предполагаемых к межгосударственной передаче организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью с учетом обеспечения надежности электроэнергетических режимов ЕЭС России.

Системный оператор не позднее 10 дней после проведения КОМ на очередной период регулирования, в том числе и корректировочного, представляет в ФСТ России результаты проведения КОМ, перечень генерирующих объектов, мощность которых не была отобрана в КОМ.

21. Не позднее 15 августа года, предшествующего году регулирования, субъекты ОРЭМ, поставщики (производители) электрической энергии и мощности розничного рынка и сетевые организации представляют предложения по уточнению сводного прогнозного баланса для согласования и формирования консолидированных предложений в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, Совет рынка и Системному оператору.

В эти же сроки поставщики электрической энергии и мощности — субъекты оптового рынка, осуществляющие производство электрической энергии на тепловых электрических станциях в неценовых зонах оптового рынка, представляют в ФСТ России согласованные с Системным оператором предложения о дополнительной загрузке генерирующего оборудования для обеспечения потребности организации, осуществляющей экспортно-импортные операции, для поставки электрической энергии из неценовой зоны оптового рынка в энергосистемы иностранных государств.

Сводные по субъекту Российской Федерации предложения по уточнению сводного прогнозного баланса до начала периода регулирования представляются в ФСТ России не позднее 1 сентября года, предшествующего году регулирования, по таблицам согласно приложению N 2 к Порядку с документальным обоснованием необходимости уточнения.

III. Внесение изменений в сводный прогнозный баланс

23. Изменение прогнозного баланса, связанное с первым определением и (или) изменением прогнозных объемов в отношении субъектов оптового рынка, не осуществляющих покупку (поставку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке с применением регулируемых цен (тарифов) в соответствии с Правилами оптового рынка, начиная с 2021 г. может осуществляться не чаще 1 раза в квартал (за исключением I квартала, прогнозные объемы на который определяются в рамках решений, принимаемых в соответствии с пунктом 4 настоящего документа).

Указанные решения принимаются не позднее, чем за 10 календарных дней до начала очередного квартала и содержат одновременное изменение прогнозных объемов в отношении субъектов оптового рынка, осуществляющих покупку электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке с применением регулируемых цен (тарифов), обусловленное изменением объемов электрической энергии и (или) мощности, приобретаемых такими субъектами на оптовом рынке.

IV. Организация рассылки сводного прогнозного баланса

25. Сформированный и утвержденный сводный прогнозный баланс, в том числе с учетом изменений, ФСТ России направляет на электронном носителе с электронно-цифровой подписью в адрес Минэнерго России, Министерства экономического развития Российской Федерации, Совета рынка, Системного оператора, организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в установленные графиком прохождения документов сроки (приложение N 1 к Порядку).

Выписки из утвержденного сводного прогнозного баланса, в том числе с учетом изменений, ФСТ России направляет ОАО «Концерн Росэнергоатом», Федеральному агентству водных ресурсов (в части производства электрической энергии (мощности) ГЭС оптового рынка) и органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

26. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов доводят выписки из утвержденного сводного прогнозного баланса, в том числе с учетом изменений, до участников ОРЭМ, поставщиков розничного рынка электрической энергии (мощности) и сетевых организаций, функционирующих на территории субъекта Российской Федерации, в установленные графиком прохождения документов сроки (приложение N 1 к Порядку).

* В соответствие с Правилами согласования передачи объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, в аренду территориальным сетевым организациям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2021 N 1173 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 23, ст. 3316).

** Указанная величина рассчитывается в соответствии с пунктом 60 Основ ценообразования.

«перекрестное субсидирование понимают, как ценовую дискриминацию»

— Можно ли говорить, что оптовый рынок электроэнергии состоялся?

— Рынок состоялся, основные механизмы работают, но, как говорится, нет предела совершенству. Практически ежемесячно вносятся дополнения, изменения в регламенты оптового рынка.

— Одной из наболевших проблем в электроэнергетике является перекрестное субсидирование. Расскажите об этой тенденции, почему от нее хотят уйти?

— Перекрестное субсидирование в электроэнергетике — одна из наиболее актуальных проблем. Его понимают как ценовую дискриминацию: тариф на электрическую энергию для промышленных и коммерческих потребителей устанавливается выше предельных издержек, а для домохозяйств — ниже, так что первые вынуждены переплачивать и субсидировать последних.

Перекрестное субсидирование между промышленными потребителями и населением, заложенное в тарифах на тепловую энергию, вынуждает крупных потребителей производить тепловую энергию на собственных источниках, что в свою очередь приводит к недозагруженности ТЭЦ и снижению выработки электричества в наиболее эффективном когенерационном цикле.

Одной из негативных сторон сохранения перекрестного субсидирования является уход крупных промышленных потребителей от «большой» энергетики как в части объемов приобретения на оптовом рынке, так и в части оплаты услуг по передаче электроэнергии. Как следствие, растет тарифная нагрузка для остальных потребителей, снижается эффективность энергокомпаний, консервируются действующие энергомощности.

Ликвидировать перекрестку необходимо. Для исключения негативных социальных аспектов можно предусмотреть этапность и использовать специальные социальные механизмы (адресная поддержка, введение социальной нормы). Сокращение перекрестного субсидирования приведет к установлению правильных ценовых сигналов на рынке электрической энергии и экономики в целом.

Финансовая нагрузка по субсидированию населения прочими потребителями частично транслируется на потребительские цены, что искажает экономические сигналы. Сокращение сроков ликвидации перекрестного субсидирования обеспечит больший уровень привлекательности работы потребителей в рамках ЕЭС России.

— Почему, на ваш взгляд, так сложно продвигается решение этого вопроса?

— Как показывают расчеты экспертов, в случае одномоментного снижения объемов перекрестного субсидирования отрицательный экономический эффект будет наблюдаться в большинстве отраслей промышленности и сферы услуг. Например, отрицательный эффект будет выражен в снижении валовой прибыли для торговли и посреднической деятельности, для сельскохозяйственной отрасли, для финансового посредничества и страхования.

Со стороны потребителей сократится спрос, потому что уменьшатся доходы людей и увеличатся цены не только на электроэнергию, но и на услуги ЖКХ и др. В некоторых отраслях будет положительная динамика показателей эффективности, в частности, в черной и цветной металлургии.

Вместе с тем отрицательный результат превысит положительный, что связано с особенностями дифференциации структуры спроса на товары и услуги у населения и промышленных потребителей. Таким образом, в результате одномоментного снижения объемов перекрестного субсидирования у участников энергорынка будут хуже экономические показатели, поэтому следует разрабатывать программу постепенного (поэтапного снижения) перекрестного субсидирования.

— Когда речь заходит о перекрестном субсидировании, как правило, поднимается вопрос роста тарифов. С какой скоростью должны расти тарифы на электроэнергию, чтобы достичь ликвидации перекрестного субсидирования? Не пострадает ли от этого самая незащищенная категория — бытовые потребители?

— Ликвидация перекрестного субсидирования не должна приводить к росту стоимости электроэнергии в целом сверх размера инфляции. В этом случае сокращение перекрестного субсидирования не окажет значительного негативного влияния на население, при этом система адресного субсидирования отдельных категорий граждан позволит более эффективно оказывать поддержку населению.

— По вашим прогнозам, насколько увеличится тариф на электричество для жителей в этом году?

— Тарифы для населения на 2021 год уже установлены, как и годом ранее они меняются с 1 июля. Согласно постановлению Госкомитета РТ по тарифам с 1 июля тариф для населения составляет 3,69 руб/кВт*ч с ростом к тарифу первого полугодия на 3,65 %.

Предлагаем ознакомиться  Претензия на недопоставку товара

Как повысить платежную дисциплину

— Не могу не затронуть еще один краеугольный камень в электроэнергетике — высокий процент неплатежей. Минэнерго ужесточило платежную дисциплину, повысило штрафы для потребителей. Но долги все равно растут. Как вы считаете, почему меры не имеют воздействия?

— На это вопрос, к сожалению, нельзя ответить односложно. По моему мнению, эти штрафы недостаточно эффективны ввиду их незначительного влияния на неплательщиков. Возможным решением будет принятие законодательных актов с введением отпуска электроэнергии только после предоплаты для постоянных неплательщиков.

— Сейчас потребителей хотят перевести на прямую оплату поставщикам ресурсов, минуя управляющие компании. Какую выгоду в данном контексте получает потребитель?

— Это должно повысить собираемость средств с потребителей. В конечном счете принятый закон позволит регулировать отношения конфликтующих юридических лиц: УК и РСО. Что же касается собственников жилья в многоквартирных домах, то надеяться на уменьшение тарифов им не следует.

— Подводя итоги, как вы считаете, в каких реформах нуждается российский рынок электроэнергии в ближайшее время? Какие перспективы у него есть?

— Рынок электроэнергии не стоит на месте, он постоянно меняется под текущие реалии, например, в этом году должен состояться запуск кампании ДПМ-2, направленной в основном на модернизацию и продление ресурса действующего энергетического оборудования ТЭС.

В ближайшей перспективе хотелось бы видеть шаги, направленные на поэтапную либерализацию сектора регулируемых договоров, совершенствование рынка на сутки вперед, разработку действенного механизма по выводу из эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования.

В перспективе, я думаю, будут развиваться такие направления рынка, как распределенная генерация, рынок системных услуг в части привлечения потребителей к регулированию потребления, «интернет энергии», то есть развитие систем накопления энергии.

ПромышленностьЭнергетикаОбществоТатарстан

Потребление электрической энергии

Фактическое потребление электрической энергии в Российской Федерации в 2021 г. составило  1075,2  млрд кВт∙ч и осталось практически на уровне 2021 г.

По ЕЭС России потребление электрической энергии в 2021 г. составило 1059,4  млрд кВт∙ч и в течение 2021 г. его динамика была разнонаправленной.

Так, в первой половине 2021 г. отмечается снижение объема потребления электрической энергии в ЕЭС России за счет влияния температурного фактора и оценивается величиной 6,8 млрд кВт∙ч (-0,6%) при повышении среднегодовой температуры в энергосистеме на 0,9°С.

На положительную динамику потребления электроэнергии в ЕЭС России повлияло присоединение к энергосистеме с января 2021 г. работавших ранее изолированно Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия), годовые объемы потребления электроэнергии которых составили 3,5 и 1,7 млрд кВт∙ч соответственно.

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2021 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии алюминиевыми заводами, промышленными предприятиями химической и нефтеперерабатывающей промышленности, а также на промышленных предприятиях нефте- и газопроводного транспорта.

В течение 2021 г. значительный рост потребления электроэнергии наблюдался на предприятиях производства алюминия:

  • ЗАО «Богучанский Алюминиевый Завод» в энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва;
  • ПАО «РУСАЛ Братск» в энергосистеме Иркутской области.

Среди крупных промышленных предприятий химической и нефтеперерабатывающей промышленности, на которых увеличение объемов потребления электроэнергии повлияло на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах:

  • АО «ТАНЕКО» в энергосистеме Республики Татарстан;
  • ПАО «Акрон» в энергосистеме Новгородской области;
  • ООО «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» в энергосистеме Нижегородской области.

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2021 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

  • ООО «Транснефть-Балтика» в энергосистеме Ярославской области;
  • ОАО «Сибнефтепровод» в энергосистеме Свердловской области;
  • ООО «Балттранснефтепродукт» и ООО «Транснефть-Балтика» в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области;
  • увеличение электропотребления магистральными нефтепроводами на территориях энергосистем Амурской области, Приморского и Хабаровского края и Республики Саха (Якутия).

Увеличение объемов потребления электроэнергии газотранспортными предприятиями в 2021 г. отмечено на промышленных предприятиях:

  • ООО «Газпром трансгаз Москва» в энергосистемах Липецкой и Тамбовской областей;
  • ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» в энергосистеме Нижегородской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2021 г. электропотребления на предприятиях железнодорожного транспорта в границах территориальных энергосистем ОЭС Востока: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев и Республики Саха (Якутия).

В 2021 году производство электроэнергии на атомных электростанциях ЕЭС России увеличилось на 2,2% относительно объема производства в прошлом году. С увеличением объема производства электроэнергии на атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций.

Производство электрической энергии

В 2021 г. выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1080,6 млрд кВт∙ч (увеличение к объему производства электроэнергии в 2021 г. составило 0,9%), в том числе распределение годового объема производства электроэнергии по типам электростанций составило (табл. 1, табл. 2):

  • ТЭС – 679,9 млрд кВт∙ч (снижение производства на 0,3%);
  • ГЭС – 190,3 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 3,6%);
  • АЭС – 208,8 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 2,2%);
  • ВЭС – 0,3 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 47,3%);
  • СЭС – 1,3 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 69,4%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии в ЕЭС России за 2021 г., млрд кВтч

Показатель

2021

2021

Отклонение ( /-), % 2021 к 2021

Выработка электроэнергии, всего

1 070,9

1 080,6

0,9

в т.ч.: ТЭС

681,8

679,9

-0,3

ГЭС

183,8

190,3

3,6

АЭС

204,4

208,8

2,2

ВЭС

0,22

0,32

47,3

СЭС

0,8

1,3

69,4

Потребление электрической энергии

1 055,6

1 059,4

0,4

Сальдо перетоков электрической энергии « » — прием, «-» — выдача

-15,4

-21,2

37,9

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2021 г., млрд кВтч

Энергозоны

2021

2021

Отклонение ( /-), % 2021 к 2021

Энергозона Европейской части и Урала, в том числе:

828,0

828,0

0,0

ОЭС Центра

231,8

236,3

1,9

ОЭС Северо-Запада

113,3

112,8

-0,5

ОЭС Средней Волги

114,4

110,2

-3,7

ОЭС Юга

104,7

103,1

-1,6

ОЭС Урала

263,7

265,7

0,7

Энергозона Сибири, в том числе:

205,3

208,7

1,7

ОЭС Сибири

205,3

208,7

1,7

Энергозона Востока, в том числе:

37,6

43,8

16,4

ОЭС Востока

37,6

43,8

16,4

Итого по России

1 070,9

1 080,6

0,9

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2021 г. составило 4384 часа или 50,04% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности). (табл. 3, табл. 4).

В 2021 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

ТЭС − около 4002 часа (45,7% календарного времени);

АЭС − 6992 часов (79,8% календарного времени);

ГЭС − 3841 часов (43,9% календарного времени);

ВЭС − 1745 часов (19,9% календарного времени);

СЭС − 1239 часов (14,1% календарного времени).

По сравнению с 2021 г. использование установленной мощности на АЭС и ГЭС увеличилось на 123 и 50 часов соответственно, снизилось на ТЭС и СЭС на 73 и 44 часа соответственно.

Существенно – на 143 часа – увеличилось использование установленной мощности ВЭС.

Табл. 3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2020

Энергообъединение

Всего, МВт

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

ЕЭС РОССИИ

246 342,45

164612,14

66,82

49870,29

20,24

30 313,18

12,31

184,12

0,07

1362,72

0,55

ОЭС Центра

52 648,58

36070,23

68,51

1800,07

3,42

14778,28

28,07

ОЭС Средней Волги

27 493,88

16203,48

58,93

7013,00

25,51

4 072,00

14,81

85,4

0,31

120

0,44

ОЭС Урала

53 696,44

49979,59

93,08

1901,19

3,54

1 485,00

2,77

1,66

0,00

329

0,61

ОЭС Северо-Запада

24 472,11

15572,14

63,63

2 947,24

12,04

5 947,63

24,30

5,1

0,02

ОЭС Юга

24 857,73

13757,29

55,34

6 289,69

25,30

4 030,27

16,21

91,96

0,37

688,52

2,77

ОЭС Сибири

52 104,76

26577,96

51,01

25 301,60

48,56

225,2

0,43

ОЭС Востока

11 068,95

6 451,45

58,28

4 617,50

41,72

Табл. 4 Коэффициенты использования установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС в 2021 и 2021 гг., %

2021

2021

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

ЕЭС России

46,51

43,27

78,41

18,29

14,65

45,68

43,85

79,82

19,91

14,14

ОЭС Центра

38,67

24,08

79,71

40,35

22,06

76,53

ОЭС Средней Волги

29,92

40,70

90,93

28,59

11,99

38,94

37,71

85,60

27,77

14,23

ОЭС Урала

55,50

36,76

67,94

7,04

13,68

54,98

44,90

75,17

6,24

13,17

ОЭС Северо-Запада

44,51

51,46

66,84

5,90

44,20

46,71

74,09

23,36

ОЭС Юга

49,87

42,31

84,71

15,54

15,42

41,38

37,77

95,98

12,70

14,91

ОЭС Сибири

44,09

45,98

13,53

42,99

48,64

12,18

ОЭС Востока

49,87

37,21

47,04

41,01

Функционирование оптового рынка электроэнергии

Рынок электроэнергии состоит из оптового и розничного рынков. Наиболее важным из них является оптовый рынок, так как на нем в основном формируется конкурентная цена на электроэнергию, и только на нем централизованно осуществляются балансирование энергосистемы, управление нагрузками и оказание системных услуг.

На оптовом рынке торгуются два товара — электроэнергия и мощность.

Если плата за электроэнергию компенсирует генерирующим компаниям расходы в основном на топливо, то плата за мощность покрывает условно постоянные расходы поставщиков на поддержание оборудования — затраты на ремонт и амортизацию оборудования, запасные части и расходные материалы, заработную плату персонала и так далее.

Рынок электроэнергии состоит из оптового и розничного рынков. Наиболее важным из них является оптовый рынок, так как на нем в основном формируется конкурентная цена на электроэнергию. Фото videvo.net

Оптовый рынок электроэнергии поделен на три сектора: долгосрочный рынок двусторонних договоров (здесь ведется торговля по регулируемым и свободным договорам), рынок на сутки вперед (РСВ, конкурентный отбор наиболее дешевых предложений поставщиков электроэнергии для покрытия объемов потребления, проводимый на одни сутки) и балансирующий рынок (покупка/продажа объемов отклонений от РСВ в результате изменений объемов выработки или потребления отдельными участниками рынка).

На розничных рынках конечные потребители, включая население, приобретают электроэнергию у сбытовых организаций — независимых сбытовых компаний и так называемых гарантирующих поставщиков, то есть у региональных сбытовых компаний, которые покупают электроэнергию на оптовом рынке и обязаны поставлять электроэнергию всем обратившимся к ним розничным потребителям в регионе присутствия.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *