Подписан
в городе Астане
29 мая 2014 года
Приложение
к Протоколу об обеспечении
доступа к услугам субъектов
естественных монополий в сфере
электроэнергетики, включая
основы ценообразования
и тарифной политики
1.1. На территории Республики Беларусь.
1.1.1. Годовые прогнозные объемы межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) (далее – МГП) по национальной электрической сети Республики Беларусь определяются организацией, уполномоченной на ее осуществление, на основании поданной заявки.
1.1.2. Заявка на предстоящий календарный год подается не позднее 1 апреля предшествующего года. В заявке указывается годовой объем МГП и максимальной мощности с разбивкой по месяцам.
1.1.3. При рассмотрении заявки уполномоченная организация Республики Беларусь руководствуется величиной имеющейся технической возможности, определяемой в соответствии с настоящей Методологией.
При превышении заявляемой величины МГП величины имеющейся технической возможности в целом по году или в каком-либо месяце года уполномоченная организация Республики Беларусь направляет мотивированный отказ организации, подавшей заявку.
1.1.4. Заявленные объемы МГП, согласованные уполномоченной организацией Республики Беларусь, оформляются как приложение к договору на передачу электроэнергии и учитываются при расчете тарифов на услуги по передаче электроэнергии.
1.1.5. Объемы электрической энергии, предполагаемые к МГП, могут быть скорректированы по согласованию уполномоченных организаций государств-членов до 1 ноября года, предшествующего году планируемой МГП.
1.2. На территории Республики Казахстан.
1.2.1. Годовые прогнозные объемы МГП по национальной электрической сети Республики Казахстан определяются на основании поданной уполномоченной на осуществление МГП организацией заявки системному оператору Республики Казахстан на осуществление МГП.
1.2.2. Заявка на предстоящий календарный год подается не позднее 1 апреля предшествующего года. В заявке указывается годовой объем МГП с разбивкой по месяцам и указанием точек приема и точек выдачи электроэнергии на границе Республики Казахстан.
1.2.3. При рассмотрении заявки системный оператор Республики Казахстан руководствуется величиной имеющейся технической возможности, определяемой в соответствии с настоящей Методологией. При превышении заявляемой величины МГП величины имеющейся технической возможности в целом по году или в каком-либо месяце года системный оператор Республики Казахстан направляет мотивированный отказ организации, подавшей заявку.
1.2.4. Заявленные объемы МГП, согласованные системным оператором Республики Казахстан, оформляются как приложение к договору на передачу электроэнергии и учитываются при расчете тарифов на услуги по передаче электроэнергии.
1.2.5. После формирования прогнозного баланса электроэнергии и мощности по Единой энергетической системе Республики Казахстан (далее – ЕЭС Казахстана) до 15 октября года, предшествующего планируемому, определяются и согласовываются с субъектами оптового рынка объемы поставки электроэнергии по двухсторонним межгосударственным договорам.
1.2.6. Объемы электрической энергии, предполагаемые к МГП, могут быть скорректированы по предложению субъектов, уполномоченных на организацию и осуществление МГП до 1 ноября года, предшествующего году планируемой поставки.
1.3. На территории Российской Федерации.
1.3.1. В соответствии с Порядком формирования сводного прогнозного баланса в рамках ЕЭС России по субъектам Российской Федерации уполномоченная организация (организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (далее – ЕНЭС) Российской Федерации) до 1 апреля года, предшествующего году планируемой поставки, направляет согласованные с уполномоченными организациями государств-членов, осуществляющими управление национальной электрической сетью, предложения в орган, уполномоченный на формирование сводного прогнозного баланса производства и потребления электрической энергии (мощности) по субъектам Российской Федерации, и системному оператору ЕЭС России.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 15 июля 2021 года Международным протоколом от 1 октября 2019 года (1). – См. предыдущую редакцию.)
1.3.2. Согласованные предложения рассматриваются органом, уполномоченным на формирование сводного прогнозного баланса производства и потребления электрической энергии (мощности) по субъектам Российской Федерации, и учитываются при формировании сводного прогнозного баланса производства и потребления электроэнергии (мощности) по субъектам Российской Федерации на следующий календарный год в сроки, предусмотренные законодательством Российской Федерации.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 15 июля 2021 года Международным протоколом от 1 октября 2019 года (1). – См. предыдущую редакцию.)
1.3.3. Объемы электрической энергии и мощности, предполагаемые к МГП, утвержденные в составе показателей сводного прогнозного баланса производства и потребления электроэнергии (мощности) по субъектам Российской Федерации на год поставки, учитываются при расчете цен (тарифов) на услуги естественных монополий в электроэнергетике.
1.3.4. Объемы электрической энергии и мощности, предполагаемые к МГП, могут быть скорректированы по предложению организации по управлению ЕНЭС при условии наличия согласования уполномоченными органами (организациями) государств-членов до 1 ноября года, предшествующего году планируемой поставки, с проведением соответствующей корректировки установленных цен (тарифов) на услуги естественных монополий в электроэнергетике.
1.4. На территории Республики Армения.
1.4.1. Годовые прогнозные объемы МГП по электроэнергетической системе Республики Армения (далее – ЭЭС Армении) определяются организацией, уполномоченной на организацию МГП (далее – системный оператор ЭЭС Армении), на основании заявки.
1.4.2. Заявка на предстоящий календарный год подается не позднее 1 апреля предшествующего года. В заявке указывается годовой объем МГП с разбивкой по месяцам и указанием точек приема и выдачи электрической энергии на границе Республики Армения.
1.4.3. При рассмотрении заявки системный оператор ЭЭС Армении руководствуется величиной имеющейся технической возможности ЭЭС Армении, определяемой в соответствии с настоящей Методологией. При превышении заявляемой величины МГП величины имеющейся технической возможности ЭЭС Армении в целом по году или в каком-либо месяце года системный оператор ЭЭС Армении направляет мотивированный отказ организации, подавшей заявку.
1.4.4. Заявленные объемы МГП, согласованные системным оператором ЭЭС Армении, оформляются как приложение к договору на передачу электрической энергии и учитываются при расчете тарифов на услуги по передаче электрической энергии.
1.4.5. После формирования прогнозных балансов электрической энергии и мощности по ЭЭС Армении до 15 октября года, предшествующего планируемому, определяются и согласовываются с субъектами оптового рынка объемы поставки электрической энергии по двусторонним межгосударственным договорам.
1.4.6. Объемы электрической энергии, предполагаемые к МГП, могут быть скорректированы по предложению субъектов, уполномоченных на организацию и осуществление МГП, до 1 ноября года, предшествующего году планируемой поставки.
(Пункт 1.4 дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1).)
1.5. На территории Кыргызской Республики.
1.5.1. Годовые прогнозные объемы МГП по национальной электрической сети Кыргызской Республики (далее – НЭС Кыргызстана) определяются организацией, уполномоченной на осуществление МГП (далее – организация по управлению НЭС Кыргызстана), на основании заявки.
1.5.2. Заявка на предстоящий календарный год подается не позднее 1 апреля предшествующего года. В заявке указывается годовой объем МГП и максимальной мощности с разбивкой по месяцам и указанием точек приема и выдачи электрической энергии на границе Кыргызской Республики.
1.5.3. При рассмотрении заявки организация по управлению НЭС Кыргызстана руководствуется величиной имеющейся технической возможности НЭС Кыргызстана, определяемой в соответствии с настоящей Методологией. При превышении заявляемой величины МГП величины имеющейся технической возможности НЭС Кыргызстана в целом по году или в каком-либо месяце года организация по управлению НЭС Кыргызстана направляет мотивированный отказ организации, подавшей заявку.
1.5.4. Заявленные объемы МГП, согласованные с организацией по управлению НЭС Кыргызстана, оформляются как приложение к договору на передачу электрической энергии и учитываются при расчете тарифов на услуги по передаче электрической энергии.
1.5.5. Объемы электрической энергии, предполагаемые к МГП, могут быть скорректированы по согласованию уполномоченных организаций государств-членов до 1 ноября года, предшествующего году планируемой поставки.
(Пункт 1.5 дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2).)
2.1. Терминология.
Для целей раздела 2 настоящей Методологии используются следующие понятия:
Контролируемое сечение – совокупность линий электропередачи (ЛЭП) и других элементов электрической сети, определяемых диспетчерскими центрами системных операторов электроэнергетических систем государств-членов, перетоки мощности по которым контролируются в целях обеспечения устойчивой работы, надежности и живучести электроэнергетических систем.
Максимально допустимый переток мощности – наибольший переток в сечении сети, удовлетворяющий всем требованиям к нормальным режимам.
Межгосударственное сечение – определяемая системными операторами электроэнергетических систем государств-членов точка или группа точек поставки, расположенная на межгосударственной(-ых) ЛЭП, соединяющей(-их) электроэнергетические системы (отдельные энергорайоны) соседних государств, технологически обусловленная задачами планирования и управления электроэнергетическими режимами параллельной работы.
Иные используемые понятия имеют значение, определенное Протоколом об общем электроэнергетическом рынке Евразийского экономического союза (приложение № 21 к Договору о Евразийском экономическом союзе).
(Абзац в редакции, введенной в действие с 5 апреля 2022 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года . – См. предыдущую редакцию.)
2.2. Общие положения.
2.2.1. Задачи, решаемые на этапах планирования:
– годовое планирование: проверка технической возможности реализации заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) между государствами-членами и МГП между государствами-членами, учитываемых в прогнозных балансах производства и потребления электроэнергии (мощности) с учетом годовых плановых графиков ремонтов электросетевого оборудования, ограничивающих сечения экспорта-импорта, и их корректировка при необходимости;
– месячное планирование: проверка технической возможности реализации заявленных объемов поставок и МГП между государствами-членами, учтенных в годовых прогнозных балансах производства и потребления электроэнергии (мощности) с учетом месячных плановых графиков ремонтов электросетевого оборудования, ограничивающих его сечения экспорта-импорта, и их корректировка при необходимости;
– суточное планирование и внутрисуточная корректировка режимов: проверка технической возможности реализации заявленных на сутки вперед почасовых объемов поставок и МГП между государствами-членами с учетом реальной схемно-режимной ситуации, планового, непланового и аварийного отключения электросетевого оборудования, ограничивающего сечения экспорта-импорта, объемов поставок и МГП между государствами-членами.
2.2.2. Планирование (расчет реализуемости запланированных объемов МГП между государствами-членами) производится между ЕЭС России и ЕЭС Казахстана, между энергосистемой Кыргызской Республики (ЭС Кыргызстана) и ЕЭС Казахстана, между ЕЭС России и Объединенной энергетической системой Беларуси (ОЭС Беларуси), а также между ЕЭС России и ЭЭС Армении (через электроэнергетические системы третьих государств) с использованием расчетной модели параллельно работающих электроэнергетических систем (далее – расчетная модель).
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.2.3. Расчетная модель представляет собой математическую модель технологически взаимосвязанных частей и (или) эквивалентов ЕЭС России, ЕЭС Казахстана, ЭС Кыргызстана, ОЭС Беларуси, ЭЭС Армении и энергосистем третьих государств, через которые осуществляется передача электрической энергии (мощности) между ЕЭС России и ЭЭС Армении, в объеме, необходимом для планирования, и включает в себя описание:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– графов и параметров схемы замещения электрической сети;
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– активных и реактивных узловых нагрузок;
– активной и реактивной генерации в узлах;
– минимальной и максимальной активной и реактивной мощностей генерации;
– сетевых ограничений.
2.2.4. Расчетная модель формируется на основе согласованной системными операторами электроэнергетических систем государств-членов схемы замещения, как правило, для базовых режимов, соответствующих согласованным часам зимнего максимума и минимума нагрузок, и летнего максимума и минимума нагрузок (базовые расчетные схемы). Для характерных схемно-режимных ситуаций должны быть указаны максимально допустимые перетоки в контролируемых межгосударственных сечениях, а также во внутренних контролируемых сечениях, если они существенно влияют на осуществление межгосударственных поставок (обменов).
2.2.5. Координатором планирования является системный оператор ЕЭС России.
2.2.6. Состав расчетных моделей и актуализируемой информации для каждой из стадий планирования, в том числе перечни энергообъектов и электроэнергетических систем (эквивалентов электроэнергетических систем), включаемых в расчетную модель, порядок и временной регламент их формирования и актуализации, форматы и способ обмена данными для планирования годовых, месячных, суточных и внутрисуточных режимов работы электроэнергетических систем устанавливаются документами, утверждаемыми системным оператором ЕЭС России и организацией по управлению ЕНЭС с организацией, выполняющей функции системного оператора ОЭС Беларуси, и системным оператором ЕЭС Казахстана, и системным оператором ЕЭС Казахстана и организацией по управлению НЭС Кыргызстана по согласованию с системными операторами третьих государств, энергосистемы которых работают параллельно в рамках Объединенной энергетической системы Центральной Азии, а также системным оператором ЭЭС Армении по согласованию с системными операторами энергосистем третьих государств, через которые осуществляется передача электрической энергии (мощности) между ЕЭС России и ЭЭС Армении.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.3. Функции и полномочия координатора планирования и остальных системных операторов электроэнергетических систем государств-членов.
2.3.1. Координатор планирования осуществляет:
– формирование базовых расчетных моделей;
– организацию информационного обмена с организацией, выполняющей функции системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, в том числе для учета заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системным оператором ЭЭС Армении для целей планирования;
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– проведение расчетов электроэнергетических режимов на основе данных, полученных от организации, выполняющей функции системного оператора ОЭС Беларуси, системного оператора ЕЭС Казахстана, в том числе учитывающих заявленные объемы поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системного оператора ЭЭС Армении для целей планирования;
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– корректировку межгосударственного перетока между электроэнергетическими системами (частями электроэнергетических систем) государств-членов в случае, если при расчете выявлены нереализуемость электрических режимов или превышение максимально допустимых перетоков в контролируемых сечениях расчетной модели при заявленных объемах поставок и МГП, с учетом обеспечения принципов приоритетности, определенных в подпункте 2 пункта 4 Протокола об общем электроэнергетическом рынке Евразийского экономического союза (приложение № 21 к Договору о Евразийском экономическом союзе):
(Абзац в редакции, введенной в действие с 5 апреля 2022 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года . – См. предыдущую редакцию.)
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: «подпункте 2 пункта 7».
1) обеспечение внутренних потребностей государства-члена, через электроэнергетическую систему которого планируется осуществление МГП;
2) обеспечение МГП электрической энергии (мощности) из одной части электроэнергетической системы государства-члена в другую ее часть через электроэнергетическую систему сопредельного государства-члена;
3) обеспечение МГП электрической энергии (мощности) через электроэнергетическую систему государства-члена из электроэнергетической системы одного государства-члена в электроэнергетическую систему другого государства-члена;
4) обеспечение МГП электрической энергии (мощности) через электроэнергетическую систему государства-члена в целях исполнения обязательств в отношении субъектов электроэнергетики третьих государств, не входящих в Союз;
– доведение до организации, выполняющей функции системного оператора ОЭС Беларуси, системного оператора ЕЭС Казахстана, организации по управлению НЭС Кыргызстана, системного оператора ЭЭС Армении результатов указанных выше расчетов.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.3.2. В случае если при расчете выявлены нереализуемость электрических режимов или превышение максимально допустимых перетоков в контролируемых сечениях расчетной модели, координатор планирования направляет в организацию, выполняющую функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системному оператору ЕЭС Казахстана, организацию по управлению НЭС Кыргызстана, системному оператору ЭЭС Армении и организацию по управлению ЕНЭС величины необходимых корректировок величин сальдо-перетоков (балансов) электроэнергетических систем.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
Организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системный оператор ЕЭС Казахстана, организация по управлению НЭС Кыргызстана, системный оператор ЭЭС Армении и организация по управлению ЕНЭС корректируют объемы поставок электроэнергии (мощности) по всем договорам, в том числе МГП на основе указанной выше приоритетности, либо принимают иные меры по снятию нарушений допустимых перетоков в контролируемых сечениях, выявленных по итогам расчетов координатором планирования.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
Информация о скорректированных договорных объемах поставок электроэнергии (мощности) по всем договорам, в том числе МГП между государствами-членами, доводится организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении и организацией по управлению ЕНЭС до субъектов внутренних рынков электрической энергии государств-членов по заключенным договорам.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.3.3. Координатор планирования имеет право в случае неполучения от организации, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системного оператора ЕЭС Казахстана, организации по управлению НЭС Кыргызстана, системного оператора ЭЭС Армении актуальных данных для планирования либо получения данных, содержащих технические ошибки или заведомо недостоверных данных, использовать замещающую информацию, содержание и порядок применения которой устанавливаются документами, утверждаемыми организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении и системным оператором ЕЭС России.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.4. Годовое планирование.
2.4.1. Годовое планирование выполняется в сроки и порядке, определяемые организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении и системным оператором ЕЭС России.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.4.2. Организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системный оператор ЕЭС Казахстана и организация по управлению ЕНЭС формируют проекты графиков ремонтов электросетевого оборудования на планируемый календарный год и представляют их координатору планирования. Координатор планирования согласовывает график ремонтов электросетевого оборудования на планируемый календарный год и направляет его организации, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системному оператору ЕЭС Казахстана и в организацию по управлению ЕНЭС. Перечень электросетевых объектов, ремонты которого подлежат согласованию в рамках годового (а также месячного) графика ремонтов, и временной регламент его формирования устанавливается организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана и системным оператором ЕЭС России.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1). – См. предыдущую редакцию.)
Системный оператор ЭЭС Армении, организация по управлению НЭС Кыргызстана формируют и представляют координатору планирования графики ремонтов электросетевого оборудования ЭЭС Армении и ЭС Кыргызстана, включенного в расчетную модель. Графики ремонтов электросетевого оборудования ЭЭС Армении и ЭС Кыргызстана, включенного в расчетную модель, не подлежат согласованию с координатором планирования.
(Абзац дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1) ; в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.4.3. Организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системный оператор ЕЭС Казахстана, в том числе для учета заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системный оператор ЭЭС Армении передают координатору планирования информацию для годового планирования по соответствующей национальной электроэнергетической системе (потребление, генерация, сальдо перетоков, ремонты сетевого оборудования), сформированную ими исходя из прогнозных балансов электрической энергии, мощности на час максимума характерного рабочего дня.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.4.4. Результатами планирования являются уточненное прогнозное значение сальдо перетоков ЕЭС России – ЕЭС Казахстана, ЭС Кыргызстана – ЕЭС Казахстана и ЕЭС России – ОЭС Беларуси, а также прогнозный объем передачи электрической энергии (мощности) между ЕЭС России и ЭЭС Армении.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1) ; в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.4.5. Координатор планирования производит расчет режимов и высылает организации, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системному оператору ЕЭС Казахстана, организации по управлению НЭС Кыргызстана, системному оператору ЭЭС Армении результаты расчетов.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.5. Месячное планирование.
2.5.1. Месячное планирование выполняется в сроки и порядке, определяемые организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении и системным оператором ЕЭС России, по той же схеме, что и годовое планирование, с обменом данными и результатами в месячном разрезе.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.6. Суточное и внутрисуточное планирование.
2.6.1. Суточное и внутрисуточное планирование выполняется в сроки и порядке, определяемые организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении и системным оператором ЕЭС России.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.6.2. Ежесуточно организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системный оператор ЕЭС Казахстана, в том числе с учетом заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системный оператор ЭЭС Армении, системный оператор ЭЭС Армении предоставляют координатору планирования данные для актуализации расчетной модели на планируемые сутки (далее – сутки X) в виде наборов 24 часовых актуализированных данных (с 00:00 до 24:00 часов), которые включают в себя:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– планируемые ремонты элементов электросетевого оборудования 220 кВ и выше электроэнергетической системы;
– почасовые графики потребления и генерации суммарно по электроэнергетической системе (в том числе по отдельным энергорайонам, установленным организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении, системным оператором ЭЭС Армении и системным оператором ЕЭС России при формировании состава расчетной модели);
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– почасовые графики сальдо перетоков (за положительное сальдо перетоков электроэнергетической системы принимается ее дефицит).
Организация по управлению ЕНЭС представляет координатору планирования суммарные значения согласованных с организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, в том числе в отношении заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, и системным оператором ЭЭС Армении почасовых графиков объемов поставок электрической энергии между ЕЭС России, ОЭС Беларуси, ЕЭС Казахстана, ЭС Кыргызстана и ЭЭС Армении по всем видам договоров, в том числе МГП, между государствами-членами.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1) ; в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.6.3. В случае если данные для актуализации расчетной модели не переданы организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, в том числе с учетом заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системным оператором ЭЭС Армении координатору планирования, последний использует замещающую информацию, установленную организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, в том числе с учетом заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системным оператором ЭЭС Армении и системным оператором ЕЭС России по согласованию между ними при формировании состава расчетной модели.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.6.4. Координатор планирования осуществляет актуализацию расчетной модели и выполнение расчетов электрических режимов.
2.6.5. Координатор планирования производит расчет режимов и передает организации, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системному оператору ЕЭС Казахстана, организации по управлению НЭС Кыргызстана, системному оператору ЭЭС Армении результаты расчетов в согласованном формате.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.6.6. В случае если заявленные значения объемов поставок и МГП между государствами-членами не являются реализуемыми, организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системный оператор ЕЭС Казахстана, организация по управлению НЭС Кыргызстана, системный оператор ЭЭС Армении и организация по управлению ЕНЭС предпринимают меры по корректировке объемов поставок и МГП с учетом приоритетности, определенной в пункте 2.3.1 настоящей Методологии.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
2.6.7. В случае если в результате непрогнозируемого изменения электропотребления и/или схемно-режимных условий и/или при изменении условий договоров поставки требуется корректировка плановых объемов поставок и МГП между государствами-членами, в течение оперативных суток, организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системный оператор ЕЭС Казахстана, в том числе с учетом заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) и МГП через государственную границу между Кыргызской Республикой и Республикой Казахстан, системный оператор ЭЭС Армении предоставляют координатору планирования:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– данные для актуализации расчетной модели на текущие сутки в виде наборов часовых актуализированных данных на оставшиеся часы суток X в объеме, соответствующем информации, передаваемой для целей планирования на сутки вперед;
– заявку с предлагаемым объемом изменения плановых объемов поставок и МГП между государствами-членами.
2.6.8. Для каждого временного этапа внутри суток устанавливается предельное время подачи данных («время закрытия ворот») и доведения результатов расчетов. Передача данных после «времени закрытия ворот» не допускается. Координатор планирования осуществляет актуализацию расчетной модели и выполнение расчетов электрических режимов на оставшиеся часы суток X.
2.6.9. Результатом планирования является уточненный плановый почасовой график объемов поставок и МГП между государствами-членами на оставшиеся часы суток X. В случае невозможности выполнения уточненных плановых почасовых графиков в силу изменения схемно-режимных условий после времени внутрисуточной корректировки режимов, изменение объемов поставок и МГП между государствами-членами допускается на условиях предоставления аварийной помощи или вынужденных поставок электроэнергии согласно соответствующим специальным договорам на поставку электроэнергии между уполномоченными хозяйствующими субъектами государств-членов.
3.1. На территории Республики Беларусь.
3.1.1. На территории Республики Беларусь организация и осуществление МГП возлагается на организацию, осуществляющую функцию управления ОЭС Беларуси и организацию, выполняющую функцию системного оператора ОЭС Беларуси, с выполнением при этом следующих функций:
– оказание услуг по передаче электрической энергии по передающей электрической сети (организации, подчиненные организации, осуществляющей функцию управления ОЭС Беларуси, при общей координации организации, осуществляющей функцию управления ОЭС Беларуси);
– оказание услуг по технической диспетчеризации МГП (организацию, выполняющую функцию системного оператора ОЭС Беларуси);
– взаимодействие с электроэнергетическими системами сопредельных государств по управлению параллельной работой и обеспечению устойчивости (организация, выполняющая функцию системного оператора ОЭС Беларуси).
3.2. На территории Республики Казахстан.
3.2.1. На территории Республики Казахстан организация и осуществление МГП возлагается на системного оператора с выполнением следующих функций:
– оказание услуг по передаче электрической энергии по Национальной электрической сети;
– оказание услуг по технической диспетчеризации отпуска в сеть и потребления электрической энергии;
– оказание услуг по организации балансирования производства – потребления электрической энергии;
– взаимодействие с электроэнергетическими системами сопредельных государств по управлению и обеспечению устойчивости режимов параллельной работы.
3.3. На территории Российской Федерации.
3.3.1. Обеспечение МГП между государствами-членами через ЕЭС России в соответствии с законодательством Российской Федерации подразумевает осуществление комплекса действий, связанных с:
3.3.1.1. Оказанием услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, в том числе по управлению режимами параллельной работы ЕЭС России и электроэнергетических систем других государств-членов, обеспечению замещения электрической энергии (мощности) и скоординированного планирования;
3.3.1.2. Оказанием услуг по передаче (перемещению) электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, в том числе для обеспечения МГП между государствами-членами;
3.3.1.3. Особенностями оборота электрической энергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности Российской Федерации, в том числе в случае необходимости обеспечения взаимосвязанной и одновременной поставки равных объемов электрической энергии (мощности) в ЕЭС России и из нее через разные точки поставки, расположенные на границе (границах) Российской Федерации с государствами-членами.
3.3.2. МГП между государствами-членами обеспечивается следующими уполномоченными организациями:
3.3.2.1. Системным оператором ЕЭС России – в части организации и управления режимами параллельной работы ЕЭС России с ЕЭС Казахстана и ОЭС Беларуси;
3.3.2.2. Организацией по управлению ЕНЭС – в части оказания услуг, связанных с перемещением (с использованием принципа замещения) электрической энергии при МГП между государствами-членами через ЕЭС России и организации параллельной работы ЕЭС России с ЕЭС Казахстана и ОЭС Беларуси, в том числе взаимодействия с зарубежными уполномоченными организациями по планированию МГП (годовое, месячное, почасовое), разнесения фактических почасовых объемов перемещенной через государственную границу Российской Федерации и государств-членов электроэнергии с учетом скорректированных плановых объемов по коммерческим контрактам; определения почасовых отклонений фактических объемов перемещенной через государственную границу между Российской Федерацией и государствами-членами от плановых; осуществления коммерческого учета электроэнергии в точках поставки, расположенных на общих границах государств-членов;
3.3.2.3. Коммерческим оператором – организацией, осуществляющей функции по организации оптовой торговли электрической энергией, мощностью и иными допущенными к обращению на оптовом рынке товарами и услугами;
3.3.2.4. Организацией, осуществляющей функции по оказанию услуги по расчету требований и обязательств участников оптового рынка;
3.3.2.5. Коммерческим агентом – участником оптового рынка электроэнергии и мощности, осуществляющим экспортно-импортные операции, в части организации доступа к участию объемов электрической энергии (мощности), заявленных для обеспечения МГП между государствами-членами, в отношениях на оптовом рынке электроэнергии и мощности и урегулированию отношений, связанных с отклонениями фактического сальдо перетока от планового.
3.4. На территории Республики Армения.
3.4.1. На территории Республики Армения организация МГП возлагается на системного оператора ЭЭС Армении в части организации и управления режимами работы электрических связей между ЭЭС Армении и энергосистемами третьих государств, через которые осуществляется передача электрической энергии (мощности) между ЭЭС Армении и ЕЭС России, с выполнением следующих функций:
– краткосрочное планирование и диспетчерское управление ЭЭС Армении;
– оперативное управление ЭЭС Армении;
– планирование развития сети передачи электроэнергии;
– обеспечение параллельной работы ЭЭС Армении с региональными электроэнергетическими системами, а также осуществление других предусмотренных условиями лицензии и правилами рынка функций, не являющихся эксклюзивными;
– взаимодействие с системными операторами электроэнергетических систем третьих государств по организации и управлению режимами работы электрических связей между ЭЭС Армении и энергосистемами третьих государств.
3.4.2. На территории Республики Армения осуществление МГП возлагается на уполномоченную организацию, осуществляющую передачу электрической энергии (мощности) по территории Республики Армения (далее – сетевой оператор Армении), с выполнением функции по оказанию услуг по передаче электрической энергии по ЭЭС Армении и транзита электрической энергии (мощности) в третьи страны.
3.4.3. На территории Республики Армения контроль и учет МГП возлагаются на уполномоченную организацию, предоставляющую услуги оператора рынка, с выполнением следующих функций:
– организация деятельности внутреннего оптового электроэнергетического рынка Армении;
– учет участников внутреннего оптового электроэнергетического рынка Армении;
– учет контрактов, заключенных между участниками внутреннего оптового электроэнергетического рынка Армении, и контрактов, предусматривающих импорт или экспорт электроэнергии;
– учет электрической энергии (мощности), купленной и проданной в соответствии с договорами, заключенными на внутреннем оптовом электроэнергетическом рынке Армении, а также контрактов, предусматривающих импорт или экспорт электрической энергии;
– подготовка и представление документов участникам внутреннего оптового электроэнергетического рынка Армении и поставщикам услуг;
– осуществление других предусмотренных условиями лицензии и правилами рынка функций, не являющихся эксклюзивными.
(Пункт дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1).)
3.5. На территории Кыргызской Республики.
На территории Кыргызской Республики организация и осуществление МГП возлагаются на организацию по управлению НЭС Кыргызстана с выполнением следующих функций:
– оказание услуг по передаче электрической энергии по национальным электрическим сетям 110-500 кВ;
– оперативно-диспетчерское управление национальными электрическими сетями;
– управление режимами производства и потребления электрической энергии и мощности в Кыргызской Республике в режиме реального времени;
– оказание услуг по покрытию неравномерности суточных графиков перетоков мощности (регулирование мощности);
– взаимодействие с уполномоченными организациями электроэнергетических систем сопредельных государств по управлению и обеспечению устойчивости режимов параллельной работы.
(Пункт дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2).)
4.1. На территории Республики Беларусь.
4.1.1. Затраты Зсет на услуги по МГП по передающей сети Республики Беларусь (далее – ПС), включаемые в тарифы субъектов естественных монополий при осуществлении МГП между государствами-членами, рассчитываются по формуле:
Зсет = З (1 + ИФ) (1+ПР) (1+Н), где:
З – общие затраты на содержание и эксплуатацию ПС, относимые на МГП между государствами-членами, определяемые в установленном уполномоченным государственным органом порядке;
ИФ – доля отчислений в инновационный фонд;
ПР – доля отчислений на прибыль, определяемая в установленном законодательством Республики Беларусь порядке;
Н – доля отчислений на налоги.
Общие затраты З включают: затраты на эксплуатационно-ремонтное обслуживание; заработную плату; амортизацию; прочие денежные расходы (вспомогательные материалы, энергия со стороны, отчисления на социальное страхование и др); затраты на компенсацию потерь электрической энергии.
4.1.2. Тариф на услуги по МГП по сетям ОЭС Беларуси рассчитывается по формуле:
Т = Зсет / Эт, где:
Т – тариф на услуги по МГП по сетям ОЭС Беларуси;
Эт – суммарный объем МГП между государствами-членами по сетям ОЭС Беларуси.
4.2. На территории Республики Казахстан.
4.2.1. В соответствии с законодательством Республики Казахстан тариф на услуги по передаче электрической энергии, в том числе МГП между государствами-членами, применяемый для потребителей, осуществляющих передачу электрической энергии, в том числе МГП, по сетям национальной электрической сети (далее – НЭС), рассчитывается по формуле:
Т = (Z + P) / Wсум (тенге/кВт.ч), где:
Т – тариф на услуги по передаче электрической энергии, в том числе МГП между государствами-членами, применяемый для потребителей, осуществляющих передачу электрической энергии, в том числе МГП, по сетям НЭС (тенге/кВт.ч);
Z – общие затраты НЭС Республики Казахстан на услуги по передаче электрической энергии, в том числе МГП, определяемые в установленном законодательством порядке (млн тенге);
Р – уровень прибыли, необходимой для эффективного функционирования НЭС при оказании услуг по передаче электрической энергии, в том числе МГП, определяемый в установленном законодательством Республики Казахстан порядке (млн тенге);
Wсум – заявленный по договорам и контрактам суммарный объем передачи электрической энергии НЭС (млнкВт.ч).
4.2.2. В соответствии с законодательством Республики Казахстан при расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии по НЭС в тарифный доход включаются общие затраты на услуги по передаче электрической энергии по НЭС и уровень прибыли, необходимой для эффективного функционирования при оказании услуг по передаче электрической энергии (определяется исходя из задействованности активов).
Затраты, включаемые в тариф на услуги по передаче электрической энергии, определяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
4.3. На территории Российской Федерации.
4.3.1. Общие положения.
В соответствии с законодательством Российской Федерации тариф на оказание услуг по передаче электрической энергии по ЕНЭС устанавливается в виде 2 ставок: ставки на содержание электрических сетей и ставки на компенсацию потерь электрической энергии в ЕНЭС.
Аналогично составляющие расходов, включаемых в тариф на оказание услуг по МГП между государствами-членами через ЕЭС России подразделяются на составляющую расходов тарифа на услуги по МГП между государствами-членами на содержание объектов ЕНЭС и составляющую расходов тарифа на услуги по МГП между государствами-членами на компенсацию потерь электрической энергии и мощности в ЕНЭС.
4.3.2. Определение расходов, включаемых в тарифы субъектов естественных монополий при осуществлении МГП между государствами-членами.
4.3.2.1. Перечень составляющих расходов тарифа на услуги по МГП между государствами-членами на содержание объектов ЕНЭС.
По ставке на содержание объектов ЕНЭС оплачивается мощность, заявленная к МГП между государствами-членами, определяемая в «точке выхода» перетока электроэнергии из электроэнергетической системы государства, по электрическим сетям которого осуществляется МГП между государствами-членами.
При расчете ставки на содержание объектов ЕНЭС учитываются следующие установленные национальным регулирующим органом на соответствующий расчетный период экономически обоснованные расходы:
– операционные расходы;
– неподконтрольные расходы;
– возврат инвестированного капитала (амортизационные отчисления) на инвестиции;
– доход на инвестированный капитал.
4.3.2.2. Перечень составляющих расходов тарифа на услуги по МГП между государствами-членами на компенсацию потерь электрической энергии и мощности в ЕНЭС.
Расходы на компенсацию потерь электрической энергии и мощности в ЕНЭС определяются исходя из нормативных потерь электрической энергии в ЕНЭС, уменьшенных на объем потерь электрической энергии, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию, и цен покупки электрической энергии и мощности, сложившихся на оптовом рынке по итогам каждого расчетного периода по ГТП, соответствующей «точке выхода» перетока электроэнергии из электроэнергетической системы государства, по электрическим сетям которого осуществляется МГП между государствами-членами с учетом стоимости услуг инфраструктурных организаций соответствующего национального рынка.
4.4. На территории Республики Армения.
4.4.1. В соответствии с законодательством Республики Армения тариф на услуги по передаче электрической энергии по высоковольтным электрическим сетям, в том числе МГП между государствами-членами, утверждается уполномоченным государственным органом Республики Армения и рассчитывается по следующей формуле:
Т = НД/Wсум (драм/кВт.ч), где:
Т – тариф (без налога на добавленную стоимость) на услуги по передаче электрической энергии по высоковольтным электрическим сетям, в том числе межгосударственной передаче между государствами-членами (драм/кВт.ч);
НД – необходимый годовой доход сетевого оператора Республики Армения, осуществляющего передачу электрической энергии по высоковольтным электрическим сетям, который определяется в соответствии с законодательством Республики Армения и включает необходимые и обоснованные затраты на услуги по передаче электрической энергии по высоковольтным электрическим сетям, амортизацию основных средств и нематериальных активов, а также прибыль, необходимую для эффективного функционирования содержащей высоковольтные электрические сети организации при оказании услуг по передаче электрической энергии (драм);
Wсум – заявленный по договорам и контрактам суммарный годовой объем передачи электрической энергии по высоковольтным электрическим сетям как для потребителей внутреннего оптового электроэнергетического рынка Армении, так и для экспорта (кВт.ч).
4.4.2. Налог на добавленную стоимость на услуги по передаче электрической энергии по высоковольтным электрическим сетям определяется согласно законодательству Республики Армения.
(Пункт 4.4 дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1).)
4.5. На территории Кыргызской Республики.
4.5.1. В соответствии с законодательством Кыргызской Республики тариф на услуги по передаче электрической энергии по национальным электрическим сетям, в том числе МГП между государствами-членами, рассчитывается по формуле:
Т = (З + Р) / П (сом/кВт.ч), где:
Т – тариф (без учета налога на добавленную стоимость) на услуги по передаче электрической энергии по национальным электрическим сетям (сом/кВт.ч);
З – общие годовые затраты организации по управлению НЭС Кыргызстана на услуги по передаче электрической энергии по национальным электрическим сетям, определяемые в установленном законодательством Кыргызской Республики порядке (млн сом);
Р – годовой уровень прибыли (млн сом);
П – заявленный по договорам и контрактам годовой суммарный объем передачи электрической энергии (млн кВт.ч).
4.5.2. В общие годовые затраты организации по управлению НЭС Кыргызстана на услуги по передаче электрической энергии по национальным электрическим сетям включаются затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание (с учетом материальных трудовых и иных затрат), обслуживание долга (кредиты) и амортизация по вложенным в активы средствам, капитальные вложения, затраты на компенсацию потерь электрической энергии, покупка электроэнергии, отчисления в госорганы и др.
Затраты, включаемые в тариф на услуги по передаче электрической энергии по национальным электрическим сетям, определяются в соответствии с законодательством Кыргызской Республики.
(Пункт 4.5 дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2).)
5.1. На территории Республики Беларусь.
В Республике Беларусь системные затраты Зсист включают утверждаемые уполномоченным государственным органом затраты на поддержание резерва генерирующих мощностей для обеспечения МГП между государствами-членами, определяемые с учетом доли мощности МГП в общей величине мощности, передаваемой по сетям ОЭС Беларуси, а также на услуги по технической диспетчеризации МГП между государствами-членами.
5.2. На территории Республики Казахстан.
При формировании тарифа на услуги по МГП между государствами-членами не учитываются расходы в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
5.3. На территории Российской Федерации.
В целях обеспечения замещения электрической энергии (мощности) объемы электроэнергии, подлежащие МГП между государствами-членами, должны учитываться на оптовом рынке при подаче ценовых заявок, проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определении рыночных цен и доли системных затрат, связанных со взаимосвязанной и одновременной поставкой равных объемов электрической энергии (мощности) в разных точках поставки на границе (границах) ЕЭС России. Системные затраты складываются из следующих составляющих:
5.3.1. Составляющая, связанная с компенсацией стоимости нагрузочных потерь электрической энергии и системных ограничений при осуществлении МГП между государствами-членами через ЕЭС России (разница узловых цен):
5.3.1. Составляющая, связанная с компенсацией стоимости нагрузочных потерь электрической энергии и системных ограничений при осуществлении МГП между государствами-членами через ЕЭС России (разница узловых цен):
S1m = |
∑ |
(max [(λвыхh – λвхh);0] x VМГПh), где: |
hcm |
λвыхh – цена, сложившаяся в результате конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в час h месяца m на сечении экспорта-импорта, соответствующем «точке выхода» перетока электроэнергии из ЕЭС России в рамках МГП;
λвхh – цена, сложившаяся в результате конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в час h месяца m на сечении экспорта-импорта, соответствующем «точке входа» перетока электроэнергии в ЕЭС России в рамках МГП;
VМГПh – объем МГП через ЕЭС России в час h месяца m.
5.3.2. Составляющая, связанная с необходимостью наличия резерва генерирующих мощностей для реализации режимов работы ЕЭС России, обеспечивающих МГП:
S2m = Пикm х (Крезплан.ЗСПi – 1) х ЦЗСПiКОМ_предв., где:
Пикm – пиковая мощность, соответствующая максимальному заявленному часовому объему МГП в месяце m;
Крезплан.ЗСПi – плановый коэффициент резервирования в ЗСПi, учитываемый системным оператором при проведении конкурентного отбора мощности на соответствующий год;
ЦЗСПiКОМ_предв. – предварительная цена конкурентного отбора для потребителей в ЗСПi на соответствующий год (определяется системным оператором в соответствии с правилами оптового рынка электрической энергии и мощности);
ЗСПi – зона свободного перетока, к которой отнесены точки поставки, соответствующие «точке выхода» электрической энергии из ЕЭС России при осуществлении МГП.
При определении стоимости МГП также учитывается разница между плановыми ценами для покупателей, определенных по результатам конкурентного отбора мощности, в зонах свободного перетока (группах зон свободного перетока), соответствующих точкам «входа» и «выхода» МГП.
5.4. На территории Республики Армения.
При формировании тарифа на услуги по МГП между государствами-членами не учитываются расходы в соответствии с законодательством Республики Армения.
(Пункт дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1).)
5.5. На территории Кыргызской Республики.
При формировании тарифа на услуги по МГП между государствами-членами не учитываются расходы в соответствии с законодательством Кыргызской Республики.
(Пункт дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2).)
(Раздел в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1). – См. предыдущую редакцию.)
6.1. На территории Республики Беларусь.
МГП между государствами-членами через электроэнергетическую систему Республики Беларусь осуществляется при условии согласования объемов электрической энергии и мощности, предполагаемых к МГП в соответствии с разделом 1 и пунктами 2.4 -2.6 раздела 2 настоящей Методологии и договорами на МГП с уполномоченной организацией Республики Беларусь.
Стоимость услуг по МГП по каждому договору определяется по следующей формуле:
СМП = Зсет + Зсист..
6.2. На территории Республики Казахстан.
На территории Республики Казахстан МГП между государствами-членами осуществляется на основании договоров на оказание услуг по передаче электрической энергии, заключаемых по типовой форме, утверждаемой Правительством Республики Казахстан. При этом в договорах на осуществление МГП могут учитываться особенности такой передачи.
6.3. На территории Российской Федерации.
6.3.1. МГП между государствами-членами через ЕЭС России осуществляется при наличии следующих договоров:
6.3.1.1. Договоров коммерческого агента с уполномоченной организацией от Республики Беларусь, или Республики Казахстан, или Кыргызской Республики, или Республики Армения в целях обеспечения доступа к услугам субъектов естественных монополий и взаимосвязанной и одновременной поставки равных объемов электрической энергии (мощности), заявленных для осуществления МГП, в разных точках поставки на границе (границах) ЕЭС России.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
Стоимость МГП между государствами-членами через ЕЭС России в месяце m определяется в таких договорах по следующей формуле:
QМГПm = QФСК_МГПm+ QСО_МГПm + QКО_МГПm, где:
QФСК_МГПm – стоимость услуг организации по управлению ЕНЭС, оплачиваемая в соответствии с российским законодательством;
QСО_МГПm – стоимость услуг системного оператора, оплачиваемая в соответствии с российским законодательством;
QКО_МГПm – стоимость услуг, связанных с действиями на оптовом рынке электрической энергии (мощности), сопровождающими МГП через ЕЭС России, в месяце m.
QКО_МГПm = S1m + S2m + QАТС_МГПm+ QЦФР_МГПm + QАГЕНТ_МГПm, где:
QАТС_МГПm – стоимость услуги коммерческого оператора по организации оптовой торговли электрической энергией, мощностью и иными допущенными к обращению на оптовом рынке товарами и услугами в месяце m;
QЦФР_МГПm – стоимость комплексной услуги по расчету требований и обязательств, определяемая Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в месяце т;
QАГЕНТ_МГПm – затраты коммерческого агента, определяемые в двустороннем порядке в договорах, заключаемых коммерческим агентом.
В случае осуществления МГП по территории Российской Федерации с целью поставок электрической энергии в Республику Армения (из Республики Армения) указанная величина включает также компенсацию подтвержденных отчетными документами организаций коммерческой инфраструктуры Российской Федерации затрат, понесенных коммерческим агентом на оптовом рынке электрической энергии (мощности) Российской Федерации, связанных с особенностями определения фактического объема МГП в таких случаях.
6.3.1.2. Договоров (технических соглашений) о параллельной работе электроэнергетических систем между организациями сопредельных государств-членов, осуществляющими функции по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и по передаче (перемещению) электрической энергии по национальной электрической сети.
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2) . – См. предыдущую редакцию.)
6.3.1.3. Договоров купли-продажи электроэнергии между уполномоченными организациями Российской Федерации (в соответствии с разделом 3 настоящей Методологии) и сопредельных государств-членов, заключаемых в целях компенсации величин отклонений фактических сальдо перетоков электрической энергии по межгосударственным сечениям от плановых значений, возникающих при перемещении электрической энергии через государственные границы государств-членов и определяемых в соответствии с согласованным государствами-членами порядком.
6.3.2. МГП по территории Российской Федерации с целью поставок электрической энергии в Республику Армения (из Республики Армения) осуществляется при урегулировании вопросов, связанных:
– с обеспечением параллельной работы ЕЭС России и энергосистемы третьего государства между соответствующими уполномоченными организациями;
– с организацией обмена данными коммерческого учета о почасовых фактических объемах межгосударственных перетоков электрической энергии между соответствующими хозяйствующими субъектами Российской Федерации и третьего государства;
– с определением фактических сальдо перетоков электрической энергии, перемещенной через государственные границы Российской Федерации и третьего государства, и почасовых отклонений фактических сальдо перетоков электрической энергии от плановых значений, возникающих при перемещении электрической энергии через государственные границы Российской Федерации и третьего государства и определяемых в соответствии с согласованным такими государствами порядком;
– с распределением объема электрической энергии, перемещенной через государственные границы Российской Федерации и третьего государства, по договорам, заключенным между хозяйствующими субъектами Российской Федерации и третьего государства, включая объемы МГП;
– с куплей-продажей электрической энергии в целях урегулирования почасовых отклонений фактических сальдо перетоков электрической энергии от плановых значений, возникающих при перемещении электрической энергии через государственные границы Российской Федерации и третьего государства и определяемых в соответствии с согласованными такими государствами порядком, между уполномоченными хозяйствующими субъектами Российской Федерации и третьего государства.
6.4. На территории Республики Армения.
МГП осуществляется на основании договоров на оказание услуг по передаче электрической энергии, заключаемых по типовой форме, утверждаемой уполномоченным государственным органом Республики Армения. При этом в договорах на осуществление МГП могут учитываться особенности такой передачи, связанные с передачей электрической энергии через энергосистемы третьих государств.
6.5. Вопросы, связанные с необходимостью передачи электрической энергии (мощности) между Республикой Армения и Российской Федерацией через территории третьих государств при осуществлении МГП, регулируются на двусторонней основе заинтересованными в осуществлении МГП хозяйствующими субъектами государств-членов с соответствующими хозяйствующими субъектами третьих государств.
6.6. На территории Кыргызской Республики.
На территории Кыргызской Республики МГП между государствами-членами осуществляется на основании договоров на оказание услуг по передаче электрической энергии, заключаемых с организацией по управлению НЭС Кыргызстана в соответствии с настоящей Методологией.
(Пункт дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2).)
7.1. Настоящий Порядок определяет основные направления двустороннего взаимодействия в части получения почасовых данных коммерческого учета; порядок определения оперативного6 почасового перетока электрической энергии по межгосударственным линиям электропередачи (далее – МГЛЭП) между Республикой Казахстан и Российской Федерацией с учетом использования почасовых данных коммерческого учета и согласованных методик дорасчета указанных данных коммерческого учета до значений в точках поставки; порядок, определяющий процедуры обмена данными коммерческого учета и согласования данных коммерческого учета, приведенных к значениям в точках поставки.
6 Под оперативными почасовым перетоком понимаются почасовые данные коммерческого учета (получасовые или почасовые), полученные в отношении всех точек учета, включенных в переток из автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (далее – АСКУЭ) с использованием технических возможностей комплексов коммерческого учета.
Условия и порядок формирования и обмена почасовыми данными коммерческого учета электроэнергии по МГЛЭП определяются в соответствии с двухсторонними Соглашениями об обмене данными почасовых величин перетоков электроэнергии по точкам учета на МГЛЭП.
7.2. Оперативный обмен информацией.
Ежесуточно (или по согласованию государств-членов в иной промежуток времени) соответствующие хозяйствующие субъекты государств-членов формируют величины почасовых перетоков электроэнергии по МГЛЭП, обмениваются полученными данными, выполняют соответствующие расчеты, проводят оценку соответствия данных.
Для оперативного обмена информацией, содержащей значения почасовых перетоков электроэнергии, передаваемой по МГЛЭП, используются согласованные форматы передачи данных.
7.3. Расчет почасовых значений на точку поставки.
Расчет почасовых значений на точку поставки производится в соответствии с согласованными в двухсторонних Соглашениях методиками расчета фактических объемов переданной и полученной электрической энергии.
Настоящий порядок, определяющий фактические объемы перемещаемой через межгосударственные сечения электрической энергии за календарный месяц, предназначен для использования уполномоченными организациями государств-членов.
Фактический сальдо переток электрической энергии, перемещенной через межгосударственные сечения государств членов, определяется как алгебраическая сумма принятого (WП1_гpaн) и/или отданного (WО1_гpaн) количества электрической энергии за каждый календарный месяц в каждой точке поставки (WСальдо_гран).
Значения электрической энергии, приведенные к таможенной границе Союза и (или) государственной границе государства-члена с другими государствами-членами (к точке поставки) за календарный месяц по всем включенным в работу МГЛЭП в режимах «Прием», «Отдача» и сальдо рассчитываются по формулам:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 15 июля 2021 года Международным протоколом от 1 октября 2019 года (1). – См. предыдущую редакцию.)
WП1_гpaн = Σ W(фактП1)i,
WО2_гран = Σ W(фактО1)i,
WСальдо_гран = WП1_гpaн + WО1_гpaн, где:
W(фактП1)i – фактическое количество принятой электрической энергии в каждой точке поставки по i-й МГЛЭП за календарный месяц. Для подстановки в формулу расчета сальдо-перетока значение берется с учетом знака (направления перетока);
W(фактО1)i – фактическое количество отданной электрической энергии в каждой точке поставки по i-й МГЛЭП за календарный месяц. Для подстановки в формулу расчета сальдо-перетока значение берется с учетом знака (направления перетока);
R – количество МГЛЭП на межгосударственном сечении, включенных в работу в течение календарного месяца.
Фактические поставки по межгосударственным сечениям включают в себя следующие составляющие: объемы МГП, объемы коммерческих договоров, заключаемых хозяйствующими субъектами государств-членов, объемы аварийной помощи и объемы, обусловленные отклонением фактических значений сальдо-перетоков от плановых.
Расчет величин почасовых отклонений фактического сальдо-перетока от запланированного и определение объемов отклонений в зависимости от их инициативы осуществляется организацией по управлению ЕНЭС, системным оператором ЕЭС России, организацией, выполняющей функцию системного оператора ОЭС Беларуси, системным оператором ЕЭС Казахстана, организацией по управлению НЭС Кыргызстана, системным оператором ЭЭС Армении на основе следующих принципов:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1); в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
– при осуществлении МГП по территории Российской Федерации почасовые величины объемов МГП принимаются равными соответствующим плановым значениям, учтенным в суточном диспетчерском графике. В случае если при осуществлении МГП по территории Российской Федерации с целью поставок электрической энергии в Республику Армения (из Республики Армения) фактическое сальдо перетоков электрической энергии, перемещенной через государственные границы Российской Федерации с третьим государством и через государственные границы третьего государства с Республикой Армения, с учетом приоритетности, определенной в пункте 2.3.1 настоящей Методологии, меньше планового значения, то фактический почасовой объем МГП по договорам коммерческого агента с заинтересованными хозяйствующими субъектами государств-членов, а также фактический почасовой объем передачи электрической энергии по договору на оказание услуг по передаче электрической энергии с соответствующим хозяйствующим субъектом третьего государства принимаются равными минимальному значению из соответствующих значений фактических сальдо перетоков электрической энергии, перемещенной через государственные границы Российской Федерации с третьим государством и через государственные границы третьего государства с Республикой Армения;
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1). – См. предыдущую редакцию.)
– фактические почасовые объемы поставки электроэнергии по коммерческим договорам в каждом часе расчетного периода принимаются равными соответствующим плановым значениям, учтенным в суточном диспетчерском графике с учетом согласованных в установленном порядке корректировок;
– объемы почасовых отклонений, урегулируемых в рамках отношений с электроэнергетическими системами третьих государств (внешнее балансирование), учитываются в объемах отклонений в рамках Союза. Порядок определения объемов внешнего балансирования согласовывается системными операторами (с участием организации по управлению ЕНЭС) смежных электроэнергетических систем государств-членов;
– объемы оказания аварийной помощи определяются условиями договоров купли/продажи электроэнергии при оказании аварийной помощи, заключаемых между субъектами внутренних национальных рынков.
Объемы почасовых отклонений подлежат финансовому урегулированию между уполномоченными хозяйствующими субъектами государств-членов в соответствии с договорами, заключение которых в обеспечение МГП для каждого из государств-членов предусмотрено разделом 6 настоящей Методологии.
Исходя из необходимости соблюдения условий договоров (технических соглашений) о параллельной работе электроэнергетических систем, в том числе в части регулирования частоты в электроэнергетических системах государств-членов и поддержания согласованных сальдо-перетоков по межгосударственным сечениям, стоимость отклонений должна компенсировать субъектам внутренних национальных рынков электрической энергии (мощности) обоснованные затраты, которые они несут в результате участия в отношениях по балансированию системы на национальном рынке электрической энергии (мощности).
Расчет стоимости отклонений должен проводиться с учетом особого порядка учета объемов покупки/продажи электроэнергии (мощности) в целях технологического обеспечения параллельной работы электроэнергетических систем в объемах, не превышающих значений, установленных в договорах (технических соглашениях) о параллельной работе электроэнергетических систем или иных договорах, регулирующих взаимоотношения в сфере электроэнергетики между государствами-членами.
При осуществлении МГП по территории Российской Федерации, когда не требуется передача электрической энергии (мощности) в Республику Армения (из Республики Армения) и (или) в Кыргызскую Республику (из Кыргызской Республики), используемые в расчете количественные и ценовые параметры электрической энергии (мощности), купленной и проданной в целях компенсации отклонений, подтверждаются отчетными документами организаций коммерческой инфраструктуры Российской Федерации.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1) ; в редакции, введенной в действие с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2). – См. предыдущую редакцию.)
При осуществлении МГП по территории Российской Федерации с целью поставок электрической энергии (мощности) в Кыргызскую Республику (из Кыргызской Республики) используемые в расчете количественные и ценовые параметры электрической энергии (мощности), купленной и проданной в целях компенсации отклонений в точках поставки на государственных границах Российской Федерации с Республикой Казахстан, подтверждаются отчетными документами организаций коммерческой инфраструктуры Российской Федерации, а на государственных границах Республики Казахстан с Кыргызской Республикой – отчетными документами, составленными между системным оператором Республики Казахстан и организацией по управлению НЭС Кыргызстана.
(Абзац дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (2).)
При осуществлении МГП по территории Российской Федерации с целью поставок электрической энергии в Республику Армения (из Республики Армения) используемые в расчете количественные и ценовые параметры электрической энергии (мощности), купленной и проданной в целях компенсации отклонений в точках поставки на государственных границах Российской Федерации с третьим государством, подтверждаются отчетными документами организаций коммерческой инфраструктуры Российской Федерации, а на государственных границах третьего государства с Республикой Армения – отчетными документами уполномоченной организации, предоставляющей услуги оператора рынка на территории Республики Армения.
(Абзац дополнительно включен с 28 октября 2021 года Международным протоколом от 29 мая 2019 года (1).)
При расчете стоимости поставок по договорам повторный учет объемов электроэнергии (мощности) не допускается.