III. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей

47. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей должно выполняться в рамках разработки генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на основе:

а) долгосрочного прогноза потребления, разработанного в соответствии с главой II Методических указаний;

б) прогноза потребления на централизовано производимую тепловую энергию, формируемого с учетом актуальных на дату выполнения расчетов документов стратегического планирования и схем теплоснабжения поселений, утвержденных в соответствии с Требованиями к схемам теплоснабжения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154 <10> (далее - схемы теплоснабжения);

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

<10> Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 10, ст. 1242; 2022, N 23, ст. 3825. Данное постановление действует до 1 марта 2028 г.

в) прогноза динамики экспорта и импорта электрической энергии и мощности, формируемого по предложениям организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции по купле-продаже электрической энергии (мощности), с учетом Энергетической стратегии Российской Федерации, разрабатываемой в соответствии со статьей 19 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации" <11>, действующих и планируемых контрактов и их длительности;

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

<11> Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26, ст. 3378; 2016, N 27, ст. 4210.

г) информации о типовых технико-экономических показателях рассматриваемых технических решений для генерирующих мощностей разного типа, представленной субъектами электроэнергетики;

д) прогноза цен на топливо, используемое на ТЭС, формируемого на основе актуального на дату выполнения расчетов прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на долгосрочный период, разрабатываемого в соответствии со статьей 24 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации" <12>, и иных документов стратегического планирования;

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

<12> Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26, ст. 3378.

е) информации о производственных и экономических показателях функционирования электростанций, техническом состоянии генерирующего оборудования, предоставляемой субъектами электроэнергетики;

ж) результатов проведенных на дату выполнения расчетов конкурентных отборов мощности на долгосрочный период, включая генерирующее оборудование, поставка мощности которого осуществляется в вынужденном режиме (с учетом установленных сроков указанной поставки и планируемых замещающих технических решений);

з) информации о реализуемых или планируемых на дату выполнения расчетов технических решений на основании:

заключенных договоров купли-продажи (поставки) мощности новых генерирующих объектов;

перечней генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утверждаемых в соответствии с подпунктом 15 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 <13> (далее - Правила оптового рынка);

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

<13> Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; 2019, N 5, ст. 389.

результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов;

результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии;

инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на осуществление функций по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в топливно-энергетическом комплексе (далее - уполномоченный орган), в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики" <14>;

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

<14> Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 49, ст. 5978; 2022, N 21, ст. 3473.

планируемого графика ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС по информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом";

заключенных договоров об осуществлении технологического присоединения новых генерирующих объектов к электрическим сетям (в случае технологического присоединения к объектам ЕНЭС по индивидуальному проекту - заключенных соглашений о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту);

решений уполномоченного органа о согласовании вывода из эксплуатации объектов электроэнергетики, принятых в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. N 86 <15> (далее - Правила вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации).

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

<15> Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 6, ст. 985; 2022, N 13, ст. 2094.

48. Для обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей должно использоваться агрегированное представление производственной структуры ЕЭС России в территориальном и технологическом разрезе.

49. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в ЕЭС России должно осуществляться в следующей последовательности:

а) технико-экономическое сопоставление технологий производства электрической энергии (далее - генерирующие технологии) различных типов по показателю удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии с учетом влияния факторов неопределенности и с определением для каждой из них зон конкурентоспособности для каждого временного интервала g (пятилетний временной интервал расчетного периода);

б) технико-экономическое обоснование масштабов развития генерирующих технологий разного типа на основе многовариантных оптимизационных расчетов по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат на обеспечение прогнозного потребления электрической энергии в ЕЭС России.

50. Показатель удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии (далее - LCOE), используемый для технико-экономического сопоставления на временном интервале g генерирующих технологий различных типов i, рассматриваемых на территории r, должен рассчитываться на основе суммарных дисконтированных затрат на строительство, эксплуатацию и последующий вывод из эксплуатации объекта по производству электрической энергии, относящегося к соответствующей генерирующей технологии, за весь жизненный цикл такого объекта, включая периоды строительства , эксплуатации и вывода из эксплуатации , по формуле:

, (34)

где:

d - ставка дисконтирования, принимаемая одинаковым значением для всех типов генерирующих технологий и технических решений на основе данных документов стратегического планирования, а при их отсутствии - фиксированными значениями в диапазоне от 5% до 10% за период t;

КВ_i,r,t - капитальные вложения в год t (тыс. руб.);

- топливная составляющая эксплуатационных затрат в год t (тыс. руб.);

- условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат в год t (тыс. руб.);

- затраты на вывод из эксплуатации в год t (тыс. руб.);

- полезный отпуск электрической энергии (тыс. кВт·ч) в год t, равный объему ее годового производства, уменьшенному на величину потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.

51. Расчет LCOE для генерирующих технологий, относящихся к ТЭЦ, должен осуществляться с учетом топливных затрат на производство тепловой энергии и выручки от продажи тепловой энергии по формуле:

, (35)

где:

- топливная составляющая эксплуатационных затрат в год t с учетом топливных затрат на производство тепловой энергии (тыс. руб.);

- цена отпускаемой тепловой энергии в энергозоне r в год t, значение которой принимается по ценам (тарифам) для отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ (руб./Гкал);

Q_i,r,t - объем отпускаемой тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ в год t (тыс. Гкал).

52. При использовании типовых технико-экономических показателей генерирующих технологий различных типов для расчетов их LCOE должны учитываться:

а) усредненные технико-экономические показатели для разных типоразмеров оборудования в рамках одного класса единичных мощностей для каждой из рассматриваемых генерирующих технологий;

б) значения удельных капитальных вложений по территориям r, формируемые с учетом индексов, отражающих территориальное изменение стоимости строительства и принимаемых в соответствии с утвержденными на дату выполнения расчетов показателями отраслевой сметной нормативной базы, а при отсутствии данных показателей - с учетом рекомендуемых величин индексов изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объектам строительства, определенных федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере строительства, архитектуры, градостроительства и жилищно-коммунального хозяйства, в рамках реализации полномочий в сфере нормирования и ценообразования при проектировании и строительстве, предусмотренных Положением о Министерстве строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 г. N 1038 <16>.

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

<16> Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст. 6117; 2022, N 42, ст. 7189.

53. Сопоставление по LCOE и определение зон конкурентоспособности должно выполняться для следующих групп генерирующих технологий:

а) объекты по производству электрической энергии, использующие различные виды энергии и обеспечивающие производство электрической энергии в базисном режиме с числом часов использования установленной генерирующей мощности не ниже 5500 часов в год, а также все ГЭС с числом часов использования установленной генерирующей мощности не ниже 4000 часов;

б) объекты по производству электрической энергии, обеспечивающие производство электрической энергии в пиковом режиме (с числом часов использования установленной генерирующей мощности не более 2500 часов в год), в том числе газотурбинные, газопоршневые установки, ГАЭС и другие типы накопителей электрической энергии;

в) ТЭЦ с турбоагрегатами разной единичной мощности, использующие органическое топливо и атомную энергию, а также котельные различной единичной тепловой мощности, включая электрокотельные, которые рассматриваются в рамках раздельной схемы теплоснабжения в комбинации с КЭС или АЭС;

г) варианты технического перевооружения действующих ТЭС, а также их замещение;

д) ВЭС и СЭС без учета технических решений по резервированию их мощности или повышению гарантированной выдачи мощности с использованием накопителей электрической энергии.

54. Сопоставление генерирующих технологий внутри каждой группы генерирующих технологий, указанных в пункте 53 Методических указаний, на каждой территории r должно осуществляться в следующей последовательности:

а) генерирующие технологии ранжируются в порядке возрастания LCOE и определяется базовая технология, имеющая минимальное значение LCOE, при этом на разных временных интервалах в качестве базовой могут выступать разные генерирующие технологии; для всего расчетного периода определяется состав неконкурентоспособных генерирующих технологий, у которых LCOE на всех временных интервалах превышает LCOE базовой технологии более чем на 20%. На следующем этапе обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей не рассматриваются генерирующие технологии, включенные в эту подгруппу;

б) определяется состав конкурентоспособных генерирующих технологий, LCOE которых хотя бы на одном временном интервале превышает значение LCOE базовой технологии на 20% и менее. На следующем этапе обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей рассматриваются генерирующие технологии, включенные в эту подгруппу;

в) в случае если ни одна генерирующая технология, кроме базовой, не отвечает вышеуказанному условию, то в состав конкурентоспособных генерирующих технологий включается генерирующая технология, имеющая наименьшую разность значения LCOE со значением LCOE базовой технологии на любом из всей совокупности временных интервалов.

55. Для каждой из конкурентоспособных и базовых генерирующих технологий определяются диапазоны допустимого изменения значений рассматриваемых факторов неопределенности (цен топлива, удельных капиталовложений, годового числа часов использования установленной генерирующей мощности), при которых сохраняется их конкурентоспособность.

56. При объединении результатов по всем группам генерирующих технологий, указанным в пункте 53 Методических указаний, и территориям должны определяться итоговые диапазоны изменения факторов неопределенности при дополнительном условии, что границы отклонений их значений не превышают 20% от исходных значений, использованных в расчетах удельной дисконтированной стоимости (для ГЭС - 30% с учетом особенностей технико-экономических и водно-энергетических показателей новых ГЭС).

57. По результатам выполненного технико-экономического сопоставления генерирующих технологий различных типов по показателю LCOE должна формироваться следующая информация, используемая для технико-экономического обоснования масштабов развития генерирующих технологий различных типов:

а) набор конкурентоспособных генерирующих технологий, включаемых в состав переменных моделей для оптимизации эффективных объемов их мощности;

б) диапазоны изменения факторов неопределенности для выполнения многовариантных расчетов при выборе рациональной структуры генерирующих мощностей.

58. Технико-экономическое обоснование масштабов развития генерирующих технологий различных типов должно осуществляться по результатам решения оптимизационной задачи, в которой математическое представление агрегированной производственной структуры электроэнергетики характеризуется следующим составом переменных, определяемых на каждой территории r на последний год каждого временного интервала g:

а) установленная электрическая мощность генерирующей технологии, характеризующей действующие электростанции, определяемая с соблюдением следующих требований:

максимальное значение переменной ограничивается величиной установленной генерирующей мощности в отчетный год, предшествующий первому году прогноза;

минимальное значение переменной ограничивается величиной установленной генерирующей мощности, не достигающей предельного ресурса эксплуатации к концу временного интервала g;

для генерирующей технологии, характеризующей действующие АЭС, минимальное значение переменной ограничивается величиной установленной генерирующей мощности, принимаемой в соответствии с планируемым графиком вывода из эксплуатации энергоблоков по информации Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом";

на временных интервалах, соответствующих периодам, на которые проведены конкурентные отборы мощности на долгосрочный период, значение переменной фиксируется по результатам проведенных конкурентных отборов мощности на долгосрочный период в части действующих электростанций;

б) изменение в течение временного интервала g установленной генерирующей мощности генерирующей технологии, характеризующей действующие электростанции, вызванное окончательным выводом из эксплуатации действующей мощности генерирующей технологии;

в) изменение в течение временного интервала g установленной генерирующей мощности генерирующей технологии, характеризующее технические решения по техническому перевооружению действующих электростанций;

г) установленная электрическая мощность генерирующей технологии, характеризующая технические решения по строительству новых объектов генерации, определяемая с учетом ограничения минимального значения величиной установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии (генерирующего оборудования), вводимых в эксплуатацию к концу временного интервала g в соответствии с реализуемыми или принятыми к реализации техническими решениями, определенными в подпунктах "ж" и "з" пункта 47 Методических указаний;

д) объем годового производства электрической энергии генерирующей технологией;

е) объемы передачи мощности и электрической энергии по существующей электрической сети между территориями каждого временного интервала g.

59. Для поиска оптимальных значений переменных, указанных в пункте 58 Методических указаний, при решении оптимизационной задачи должна использоваться следующая целевая функция, отражающая экономический критерий минимума суммарных дисконтированных затрат на обеспечение прогнозного потребления электрической энергии в ЕЭС России:

, (36)

где:

КВ_i,r,g - капитальные вложения (тыс. руб.) в техническое перевооружение, реконструкцию или строительство генерирующих мощностей соответственно на временном интервале g;

- условно-постоянная составляющая эксплуатационных затрат (тыс. руб.) генерирующих мощностей на временном интервале g;

- топливная составляющая эксплуатационных затрат (тыс. руб.) генерирующих мощностей на временном интервале g.

Для учета в целевой функции продленного эффекта от выбираемых технических решений период суммирования затрат должен выбираться на двадцать лет более продолжительным, чем расчетный период.

60. Годовые значения составляющих суммарных затрат, представленные в формуле (36), должны определяться на основе удельных значений технико-экономических показателей для каждой рассматриваемой генерирующей технологии.

61. Поиск оптимальных значений переменных при решении оптимизационной задачи должен осуществляться с учетом выполнения требований разделов V и VII Методических указаний в части обеспечения отсутствия дефицитов электрической энергии и мощности в синхронных зонах ЕЭС России.

62. Для обоснования рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей с учетом действия факторов неопределенности должны выполняться многовариантные оптимизационные расчеты при варьировании значений факторов неопределенности в диапазонах, полученных в соответствии с пунктом 56 Методических указаний.

63. По результатам обработки результатов расчетов должны определяться следующие показатели рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей по каждой территории r для каждого временного интервала g:

а) величина установленной генерирующей мощности ГЭС, принимаемая равной сумме математического ожидания значения суммарных вводов в эксплуатацию ГЭС (с учетом проектной величины установленной генерирующей мощности отдельных ГЭС) и суммарной установленной генерирующей мощности действующих ГЭС;

б) величина установленной генерирующей мощности АЭС, принимаемая равной сумме математического ожидания значений суммарных вводов в эксплуатацию АЭС (с корректировкой по единичной мощности энергоблоков) и суммарной установленной генерирующей мощности действующих энергоблоков АЭС, остающихся в эксплуатации;

в) величина установленной генерирующей мощности СЭС, ВЭС, принимаемая равной сумме математического ожидания суммарных вводов в эксплуатацию их мощности с учетом принятых к реализации технических решений и суммарной установленной генерирующей мощности действующих СЭС, ВЭС;

г) величина установленной генерирующей мощности ТЭЦ, принимаемая равной сумме математического ожидания суммарных вводов в эксплуатацию их мощности и суммарной установленной генерирующей мощности действующих агрегатов и энергоблоков ТЭЦ, остающихся в эксплуатации;

д) величина установленной генерирующей мощности конденсационного типа действующих КЭС, принимаемая равной разности ее значения на начало расчетного периода и математического ожидания суммарного значения установленной генерирующей мощности генерирующего оборудования действующих КЭС, выводимого из эксплуатации.

64. Проверка соответствия рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей требованиям обеспечения прогнозного регулировочного диапазона должна выполняться путем формирования балансов мощности синхронной зоны для предельных параметров суточных графиков потребления мощности на последний год каждого временного интервала g в соответствии с главой V Методических указаний.

При невозможности обеспечения прогнозного регулировочного диапазона должна проводиться корректировка рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей, обеспечивающая необходимый регулировочный диапазон за счет следующих мер:

а) замещение отдельных генерирующих технологий другими генерирующими технологиями с более высокими показателями маневренности;

б) выполнение мероприятий, обеспечивающих увеличение пропускной способности межсистемных связей для выдачи избыточной мощности в часы минимального потребления мощности

в) выравнивание суточного графика потребления мощности за счет строительства ГАЭС или использования систем накопления электрической энергии иных типов.

65. Обоснование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах должно выполняться на основе разработки перспективных балансов электрической мощности и энергии в соответствии с главами V и VII Методических указаний.