Постановление Правительства РФ от 01.11.2024 № 1472

«О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации»

от 1 ноября 2024 г. № 1472

В НЕКОТОРЫЕ АКТЫ ПРАВИТЕЛЬСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Утвердить прилагаемые изменения, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации.

2. Признать утратившими силу:

абзацы восьмой и девятый подпункта «р» пункта 3 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам проведения отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 25 января 2019 г. № 43 «О проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2019, № 5, ст. 389);

абзац третий подпункта «б» пункта 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам совершенствования механизма привлечения инвестиций в модернизацию генерирующих объектов тепловых электростанций и проведения дополнительных отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций с применением инновационного энергетического оборудования, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30 ноября 2020 г. № 1974 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам совершенствования механизма привлечения инвестиций в модернизацию генерирующих объектов тепловых электростанций и проведения дополнительных отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций с применением инновационного энергетического оборудования» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2020, № 49, ст. 7944);

подпункт «б» пункта 3 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28 сентября 2023 г. № 1580 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации и признании утратившими силу абзацев второго и третьего подпункта „в“ пункта 2 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам обращения мощности на оптовом рынке электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 6 февраля 2023 г. № 164» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2023, № 40, ст. 7240).

3. Пункт 2 изменений, утвержденных настоящим постановлением, применяется при расчете средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность на оптовом рынке электрической энергии и мощности начиная с расчетного периода, следующего за месяцем, в котором такие изменения вступили в силу.

4. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.

М.МИШУСТИН

1. В Правилах оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 14, ст. 1916; № 42, ст. 5919; 2013, № 23, ст. 2909; 2014, № 34, ст. 4677; 2015, № 36, ст. 5034; № 45, ст. 6256; 2016, № 2, ст. 329; № 31, ст. 5017; 2017, № 11, ст. 1558; № 16, ст. 2426; № 23, ст. 3321; № 25, ст. 3684; № 37, ст. 5531; № 43, ст. 6335; 2018, № 1, ст. 391; № 3, ст. 543; № 15, ст. 2163; № 41, ст. 6241; 2019, № 5, ст. 389; № 45, ст. 6365; 2020, № 27, ст. 4234; № 49, ст. 7944; 2021, № 1, ст. 181; № 7, ст. 1146; № 11, ст. 1820; № 27, ст. 5447; № 29, ст. 5670; № 36, ст. 6431; № 49, ст. 8218; 2022, № 1, ст. 189; № 21, ст. 3477; № 23, ст. 3827; № 37, ст. 6373; № 39, ст. 6648; 2023, № 5, ст. 784; № 7, ст. 1135; № 14, ст. 2466; № 40, ст. 7240; 2024, № 1, ст. 180; № 16, ст. 2245):

а) в абзаце первом пункта 47 слова «пунктом 51, 51(1) или 176» заменить словами «пунктом 51 или 176»;

б) в пункте 51:

абзац второй после слов «за исключением генерирующего оборудования гидроэлектростанций» дополнить словами «до 31 декабря 2026 г. включительно»;

абзац третий после слов «абзацем четвертым пункта 113(1) настоящих Правил» дополнить словами «, для генерирующего оборудования, указанного в абзацах пятом и шестом пункта 113(1) настоящих Правил, — объема мощности, составляющего обязательства поставщика по поставке мощности и определенного в соответствии с абзацем пятым или шестым пункта 113(1) настоящих Правил соответственно»;

в абзаце пятом слова «Объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок» заменить словами «До 31 декабря 2026 г. включительно объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок»;

дополнить абзацем следующего содержания:

«С 1 января 2027 г. при определении в соответствии с абзацами вторым — четвертым настоящего пункта объема мощности, фактически поставленной на оптовый рынок, для генерирующего объекта, в отношении которого заключены договоры купли-продажи (поставки) мощности по результатам конкурентного отбора мощности (за исключением генерирующих объектов, мощность которых отобрана по результатам отбора мощности новых генерирующих объектов, и генерирующих объектов, указанных в решении Правительства Российской Федерации, принятом в соответствии с абзацем первым пункта 112(5) настоящих Правил), рассчитанное в соответствии с указанными абзацами значение дополнительно умножается на показатель поставки K_{\text{ПП}}^{m} , определяемый в соответствии с пунктом 55(1) настоящих Правил.»;

в) пункт 51(1) признать утратившим силу;

г) в абзаце втором подпункта 1 пункта 54:

слова «или если рассчитанная с наиболее поздней из дат — 1 января 2015 г. и 1 января года, наступившего за 3 года до текущего года, совокупная фактическая длительность ремонта, согласованного с системным оператором при утверждении месячного графика ремонта, а также ремонта, согласованного с системным оператором в иных случаях, определенных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, превышает 360 суток для генерирующего оборудования тепловых электростанций и гидроэлектростанций, а также генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил, 480 суток для генерирующего оборудования атомных электростанций» исключить;

слова «пунктом 51, 51(1) или 176» заменить словами «пунктом 51 или 176»;

д) в пункте 55:

абзац десятый после слова «рассчитываемый» дополнить словами «, если иное не предусмотрено настоящим пунктом,»;

после абзаца пятнадцатого дополнить абзацами следующего содержания:

«С 1 января 2027 г. для каждой группы точек поставки, расположенной в ценовых зонах оптового рынка, в состав которой входят генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности (за исключением генерирующих объектов, мощность которых отобрана по результатам отбора мощности новых генерирующих объектов), показатель дифференциации значений коэффициентов готовности ( \text{К}_{\text{дифф}}^{t} ) рассчитывается по следующей формуле:»

\text{К}_{\text{дифф}}^{t} = 1,9 - KH_{t} «;»

е) дополнить пунктом 55(1) следующего содержания:

«55(1). Показатель поставки ( K_{\text{ПП}}^{m} ) определяется для группы точек поставки в отношении расчетного периода m по следующей формуле:»

K_{\text{ПП}}^{m} = K_{\text{д}}^{m} + (1 - K_{\text{д}}^{m})\text{× }min(1; \frac{N_{\text{рд}}^{m}}{N_{\text{фпм}}^{m}}),

где:

N_{\text{рд}}^{m} — объем поставки мощности по регулируемым договорам, определяемый в отношении расчетного периода m в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

N_{\text{фпм}}^{m} — величина, определяемая в отношении расчетного периода m в соответствии с абзацами вторым — четвертым пункта 51 настоящих Правил;

K_{\text{д}}^{m} — коэффициент, определяемый в отношении расчетного периода m равным 0,945 для групп точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующего оборудования атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), функционирующих в первой ценовой зоне, 0,908 для групп точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующего оборудования атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), функционирующих во второй ценовой зоне, а для групп точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующего оборудования тепловых электростанций, определяемый в отношении расчетного периода m по следующей формуле:

K_{\text{д}}^{m} = 0,2\text{× }KB_{m} + 0,8,

где KBm — показатель востребованности мощности, поставляемой на оптовый рынок, применяемый в отношении расчетного периода m, определяемый в соответствии с настоящим пунктом.

В случае если определяемое в соответствии с абзацами вторым — четвертым пункта 51 настоящих Правил значение равно нулю, показатель поставки для группы точек поставки, зарегистрированной в отношении генерирующего оборудования, определяется равным 1.

Показатель востребованности мощности, поставляемой на оптовый рынок, рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для группы точек поставки в отношении расчетного периода m по следующей формуле:

KB_{m} = \frac{D^{\text{вкл}}}{D} ,

где:

Dвкл — средневзвешенное по объему установленной мощности генерирующих объектов, отнесенных к соответствующей группе точек поставки, число суток в контрольном периоде показателя востребованности, в которые такие генерирующие объекты находились во включенном состоянии не менее одного часа или во все часы суток находились в согласованном в установленном порядке с системным оператором ремонте, длительность которого для такого генерирующего объекта в течение контрольного периода показателя востребованности не превышает установленной настоящим пунктом предельной величины, или субъекты оптового рынка не осуществляли поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке с использованием групп точек поставки, зарегистрированных в отношении таких генерирующих объектов;

D — число суток в контрольном периоде показателя востребованности, используемом для расчета показателя востребованности мощности.

Предельная длительность ремонта для целей настоящего пункта определяется для генерирующего оборудования тепловых электростанций (отдельно для групп точек поставки, в состав которых входят только теплофикационные и (или) противодавленческие паровые турбины) в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как средневзвешенная по объему установленной мощности совокупная фактическая длительность ремонта генерирующего оборудования тепловых электростанций за контрольный период показателя востребованности, согласованного с системным оператором при утверждении месячного графика ремонта, а также ремонта, согласованного с системным оператором в иных случаях, определенных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (за исключением периода проведения мероприятий по модернизации генерирующего оборудования, включенного в группу точек поставки, к которой отнесены генерирующие объекты, в отношении которых заключены договоры, указанные в подпункте 15 пункта 4 настоящих Правил).

Контрольный период показателя востребованности для целей настоящего пункта составляет 48 месяцев, предшествующих расчетному периоду (за исключением периода с мая по сентябрь для первой ценовой зоны и периода с июня по август для второй ценовой зоны для групп точек поставки, в состав которых входят только теплофикационные и (или) противодавленческие паровые турбины).»;

ж) в пункте 101:

в абзаце одиннадцатом слова «а также предельные значения удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта (выраженные в рублях на МВт в месяц в ценах года начала поставки мощности)» заменить словами «в том числе предельные значения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, и предельные значения удельных затрат, связанных с уплатой налога на имущество организаций, рассчитанные исходя из ставок налогов, действующих на дату принятия Правительством Российской Федерации решения о проведении отбора мощности новых генерирующих объектов»;

после абзаца одиннадцатого дополнить абзацем следующего содержания:

«для каждого типа генерирующих объектов, подлежащих строительству, — предельные значения удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта (выраженные в рублях на МВт в месяц в ценах года начала поставки мощности);»;

з) в пункте 106:

в абзаце первом слова «25 дней» заменить словами «10 дней»;

подпункт 4 изложить в следующей редакции:

«4) объем спроса на мощность в ценовой зоне на год периода поставки мощности и параметры, определяющие спрос на мощность в каждой ценовой зоне, определенные в соответствии с настоящими Правилами (информация о параметрах, определяющих спрос на мощность, может быть актуализирована не позднее начала периода подачи заявок на конкурентный отбор мощности в случае актуализации информации об объеме мощности, который будет учтен при проведении этого конкурентного отбора мощности в качестве объема мощности, подлежащего обязательной покупке на оптовом рынке вне зависимости от результатов конкурентного отбора мощности);»;

подпункты 5 и 7 признать утратившими силу;

дополнить абзацем следующего содержания:

«Если после опубликования информации в соответствии с настоящим пунктом и до начала периода подачи ценовых заявок вступают в силу акты Правительства Российской Федерации, которые предусматривают изменения значений опубликованных величин (в том числе в связи с изменением порядка их определения) и (или) требований, опубликованных в соответствии с настоящим пунктом, либо устанавливают для проведения конкурентного отбора мощности новые требования, информация, предусмотренная настоящим пунктом, должна быть актуализирована не позднее начала периода подачи заявок на конкурентный отбор мощности.»;

и) в пункте 107:

абзац третий изложить в следующей редакции:

«объем в первой точке спроса на мощность равен величине спроса на мощность по соответствующей ценовой зоне, которая определяется согласно приложению № 8;»;

в абзаце девятом слова «и в последующих годах» исключить;

после абзаца девятого дополнить абзацами следующего содержания:

«в 2024 году цена в первой точке спроса на мощность — соответствующей цене, определенной для конкурентного отбора мощности, проведенного в 2021 году с датой начала поставки мощности с 1 января 2026 г., проиндексированной в соответствии с индексом потребительских цен за 2021 — 2023 годы, умноженной на коэффициент 1,1516 (включающий в том числе коэффициент 1,0341, определяющий увеличение цены в первой точке спроса на мощность на срок не более 6 лет для обеспечения перехода субъектов критической информационной инфраструктуры на преимущественное применение доверенных программно-аппаратных комплексов на принадлежащих им значимых объектах критической информационной инфраструктуры в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 30 марта 2022 г. № 166 „О мерах по обеспечению технологической независимости и безопасности критической информационной инфраструктуры Российской Федерации“ и постановлением Правительства Российской Федерации от 14 ноября 2023 г. № 1912 „О порядке перехода субъектов критической информационной инфраструктуры Российской Федерации на преимущественное применение доверенных программно-аппаратных комплексов на принадлежащих им значимых объектах критической информационной инфраструктуры Российской Федерации“), цена во второй точке спроса на мощность — отношению соответствующей цены в первой точке спроса на мощность к коэффициенту, определяемому в соответствии с абзацем четырнадцатым настоящего пункта;»

в 2025 — 2029 годах цена в первой точке спроса на мощность — соответствующей цене, определенной для конкурентного отбора мощности, проведенного в предшествующем году, проиндексированной в соответствии с индексом потребительских цен за предшествующий год, цена во второй точке спроса на мощность — отношению соответствующей цены в первой точке спроса на мощность к коэффициенту, определяемому в соответствии с абзацем четырнадцатым настоящего пункта;

в 2030 году цена в первой точке спроса на мощность — соответствующей цене, определенной для конкурентного отбора мощности, проведенного в 2021 году с датой начала поставки мощности с 1 января 2026 г., проиндексированной в соответствии с индексом потребительских цен за 2021 — 2029 годы, умноженной на коэффициент 1,1136, цена во второй точке спроса на мощность — отношению соответствующей цены в первой точке спроса на мощность к коэффициенту, определяемому в соответствии с абзацем четырнадцатым настоящего пункта;

в 2031 году и в последующие годы цена в первой точке спроса на мощность — соответствующей цене, определенной для конкурентного отбора мощности, проведенного в предшествующем году, проиндексированной в соответствии с индексом потребительских цен за предшествующий год, цена во второй точке спроса на мощность — отношению соответствующей цены в первой точке спроса на мощность к коэффициенту, определяемому в соответствии с абзацем четырнадцатым настоящего пункта.

Системный оператор в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка определяет коэффициент для целей расчета цены во второй точке спроса на мощность как отношение объема во второй точке спроса на мощность для соответствующей ценовой зоны, уменьшенного на величину объема мощности, подлежащего оплате вне зависимости от результатов этого конкурентного отбора мощности, к объему в первой точке спроса на мощность для соответствующей ценовой зоны, уменьшенному на величину объема мощности, подлежащего оплате вне зависимости от результатов этого конкурентного отбора мощности.»;

абзацы одиннадцатый - тринадцатый признать утратившими силу;

к) в пункте 108:

в абзаце третьем слова «7 лет» заменить словами «3 года»;

абзац двенадцатый признать утратившим силу;

абзац тринадцатый изложить в следующей редакции:

«В отношении генерирующих объектов, не относящихся к объектам гидроэлектростанции (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), объемы мощности, указываемые в ценовой заявке на период с января по ноябрь, не могут превышать объем мощности, указанный в ценовой заявке на декабрь. В отношении генерирующих объектов, относящихся к объектам гидроэлектростанции (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка совокупные объемы мощности, указываемые в поданных в отношении одной электростанции ценовых заявках на период с января по ноябрь, не могут превышать сумму объемов мощности, указанных в поданных в отношении одной электростанции ценовых заявках на декабрь, умноженную на коэффициент, рассчитанный в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как максимальное значение из единицы и максимального за 10 лет до проведения конкурентного отбора мощности отношения располагаемой мощности в соответствующем месяце к располагаемой мощности в декабре года, к которому относится такой месяц (при нулевом значении располагаемой мощности в декабре года, к которому относится такой месяц, используется объем мощности, указанный в ценовых заявках на декабрь соответствующего года).»;

в абзаце девятнадцатом слова «, расположенных во второй ценовой зоне оптового рынка» исключить;

л) дополнить пунктом 108(2) следующего содержания:

«108(2). При проведении конкурентного отбора мощности объемы мощности гидроэлектростанций, функционирующих в рамках одной ценовой зоны, включаются в объем предложения в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в объеме, не превышающем максимального доступного значения ( P_{z}^{\text{макс}_\text{ГЭС}} ), определяемого для каждой ценовой зоны по следующей формуле:»

P_{z}^{\text{макс}_\text{ГЭС}} = P_{z}^{\text{спрос}} - (P_{z}^{\text{ГАЭС}} + P_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} + P_{z}^{\text{минТЭС}_\text{АЭС}}),

где:

z — номер ценовой зоны (для первой ценовой зоны — 1, для второй ценовой зоны — 2);

P_{z}^{\text{спрос}} — объем спроса на мощность в соответствующей ценовой зоне в первой точке спроса, определенный в соответствии с пунктом 107 настоящих Правил;

P_{z}^{\text{ГАЭС}} — объем располагаемой мощности гидроаккумулирующих электростанций (за исключением гидроаккумулирующих электростанций, работающих по водотоку), расположенных в соответствующей ценовой зоне, указанный в ценовых заявках, поданных для участия в конкурентном отборе мощности в отношении указанных электростанций;

P_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} — совокупный объем мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, определяемый для соответствующей ценовой зоны в соответствии с пунктом 109 настоящих Правил;

P_{z}^{\text{минТЭС}_\text{АЭС}} — минимально достаточный совокупный объем располагаемой мощности тепловых и атомных электростанций, требуемый для покрытия спроса на мощность в ценовой зоне, определяемый в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для каждой ценовой зоны по следующей формуле:

P_{z}^{\text{минТЭС}_\text{АЭС}} = \frac{W_{z}^{\text{минТЭС}_\text{АЭС}}}{k_{z}^{\text{готТЭС}_\text{АЭС}}\text{× }T} ,

где:

k_{z}^{\text{готТЭС}_\text{АЭС}} — коэффициент неготовности тепловых и атомных электростанций, рассчитываемый в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для каждой ценовой зоны по следующей формуле:

k_{z}^{\text{готТЭС}_\text{АЭС}} = 1 - \frac{\sum \Delta_{z}^{\text{ТЭС}_\text{АЭС}}}{\sum N_{z}^{\text{распТЭС}_\text{АЭС}}} ,

где:

\sum \Delta_{z}^{\text{ТЭС}_\text{АЭС}} — суммарный объем неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых и атомных электростанций, имеющих обязательства по поставке мощности в соответствующем месяце зимнего периода и расположенных в соответствующей ценовой зоне, определенный в связи с невыполнением требований, установленных в подпунктах 3, 4, 6 — 8 пункта 50 настоящих Правил, а также объем плановых снижений мощности генерирующего оборудования атомных электростанций, имеющих обязательства по поставке мощности в соответствующем месяце зимнего периода и расположенных в соответствующей ценовой зоне, определенный для целей установления выполнения требований подпункта 1 пункта 50 настоящих Правил, за один месяц 10 последних зимних периодов, в котором определен наибольший объем таких снижений;

\sum N_{z}^{\text{распТЭС}_\text{АЭС}} — суммарный объем располагаемой мощности тепловых и атомных электростанций, имеющих обязательства по поставке мощности в соответствующем месяце зимнего периода и расположенных в соответствующей ценовой зоне, в месяце, в котором определен наибольший суммарный объем снижений мощности \sum \Delta_{z}^{\text{ТЭС}_\text{АЭС}} ;

W_{z}^{\text{минТЭС}_\text{АЭС}} — минимально достаточный совокупный объем выработки электрической энергии тепловых и атомных электростанций, требуемый для покрытия прогнозируемого объема потребления электрической энергии в ценовой зоне на год, на который проводится конкурентный отбор мощности, определяемый в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для каждой ценовой зоны по следующей формуле:

W_{z}^{\text{прогноз}.\text{потр}} — прогнозируемый объем потребления электрической энергии по территориям территориальных энергосистем, расположенных в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации, отнесенных к ценовой зоне, на год, на который проводится конкурентный отбор мощности, определенный на основании предусмотренных в схеме и программе развития электроэнергетических систем России прогнозных данных на год, на который проводится конкурентный отбор мощности;

k_{z}^{\text{потр}} — доля потребления электрической энергии в ценовой зоне в зимний период, рассчитанная на основании статистических данных за 10 последних зимних периодов;

W_{z}^{\text{эксп}} — объем поставки электрической энергии из ценовой зоны в зарубежные энергосистемы в зимние месяцы года, на который проводится конкурентный отбор мощности, определенный в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основании информации о наличии заключенных на соответствующий период договоров (контрактов) на поставку электрической энергии в зарубежные энергосистемы и предусмотренных такими договорами объемах поставки электрической энергии в режиме экспорта в зарубежную энергосистему, представленной организацией, осуществляющей экспортно-импортные операции на оптовом рынке, системному оператору в сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

W_{z}^{\text{ГЭС}} — совокупный объем выработки электрической энергии гидроэлектростанций, а также работающих по водотоку гидроаккумулирующих электростанций, расположенных в ценовой зоне, в отношении которых поданы ценовые заявки на конкурентный отбор мощности, соответствующие требованиям пункта 108 настоящих Правил, а также гидроэлектростанций, поставляющих мощность по договорам, указанным в подпунктах 10 и 14 пункта 4 настоящих Правил, в зимний период маловодного года, определенный в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как значение объемов выработки электрической энергии в зимний период с наименьшим объемом выработки электрической энергии гидроэлектростанций, расположенных в соответствующей ценовой зоне, выбранный из всех зимних периодов начиная с 2011 года. При этом для гидроэлектростанций, введенных в эксплуатацию позднее 1 января 2011 г., в отношении периодов до выхода указанных гидроэлектростанций на номинальные паспортные параметры работы учитываются минимальные объемы выработки электрической энергии в зимние периоды работы с паспортными параметрами, а для гидроэлектростанций, в отношении которых отсутствует хотя бы один зимний период работы на паспортных параметрах, учитывается объем выработки электрической энергии, соответствующий объему установленной мощности, умноженному на количество часов в зимний период и на средний коэффициент использования установленной мощности гидроэлектростанций, функционирующих в ценовой зоне, в зимний период с наименьшим объемом выработки электрической энергии гидроэлектростанций;

W_{z}^{\text{ГАЭС}} — совокупный объем выработки электрической энергии гидроаккумулирующих электростанций (за исключением гидроаккумулирующих электростанций, работающих по водотоку), определенный в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как среднее значение объемов выработки электрической энергии указанных электростанций, расположенных в соответствующей ценовой зоне, за 10 последних зимних периодов. При этом для гидроаккумулирующих электростанций, введенных в эксплуатацию позднее чем за 10 лет до проведения конкурентного отбора мощности, в отношении зимних периодов до выхода указанных гидроаккумулирующих электростанций на номинальные паспортные параметры работы учитываются средние объемы выработки электрической энергии в зимние периоды работы с паспортными параметрами, а для гидроаккумулирующих электростанций, в отношении которых отсутствует хотя бы один зимний период работы на паспортных параметрах, объем выработки электрической энергии рассчитывается как располагаемая мощность, указанная в ценовой заявке, поданной для участия в конкурентном отборе мощности в отношении указанных генерирующих объектов, умноженная на количество часов в зимний период и на средний коэффициент использования установленной мощности гидроаккумулирующих электростанций, функционирующих в ценовой зоне, рассчитанный за 10 последних зимних периодов;

W_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} — совокупный объем выработки электрической энергии генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил, определяемый в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для каждой ценовой зоны по следующей формуле:

W_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} = P_{z}^{\text{догСЭС}_\text{ВЭС}}\text{× КИУМ}_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}}\text{× }T,

P_{z}^{\text{догСЭС}_\text{ВЭС}} — объем мощности, подлежащий оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, в отношении генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил соответственно, в декабре года, на который проводится конкурентный отбор мощности;

\text{КИУМ}_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} — коэффициент использования установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил соответственно, в ценовой зоне, рассчитанный за последний зимний период;

W_{z}^{\text{розн}} — совокупный объем выработки электрической энергии генерирующих объектов, функционирующих на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в соответствующую ценовую зону, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрирована группа точек поставки, определенный в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основании статистических данных за зимний период, предшествующий дате публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

Для целей настоящего пункта под зимним периодом понимается период, состоящий из 3 последовательных полных месяцев с декабря по февраль, заканчивающийся не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.»;

м) в пункте 109:

после абзаца четвертого дополнить абзацем следующего содержания:

«объем мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил;»;

в абзаце шестом слова «45 дней» заменить словами «35 дней»;

дополнить абзацами следующего содержания:

«В отношении генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, в объем предложения при проведении конкурентного отбора мощности включаются объемы мощности таких объектов ( P_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} ), определяемые в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для каждой ценовой зоны по каждому из видов квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, по следующей формуле:»

P_{z}^{\text{СЭС}_\text{ВЭС}} = P_{z}^{\text{догСЭС}_\text{ВЭС}}\text{× }k_{z},

P_{z}^{\text{догСЭС}_\text{ВЭС}} — суммарный объем мощности, подлежащий оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, в отношении генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил соответственно, в декабре года, на который проводится конкурентный отбор мощности;

kz — коэффициент минимальной обеспеченной выработки электрической энергии генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил соответственно, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, определяемый для каждой ценовой зоны по следующей формуле:

k_{z} = \frac{{}_{min}{_{P_{z};P_{z}}^{H1H2}}}{P_{z}^{\text{уст}}} ,

H1 и H2 — часы утреннего и вечернего максимального потребления ценовой зоны, определяемые в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основании среднесуточного профиля потребления ценовой зоны, сформированного за каждые сутки последнего зимнего периода;

P_{z}^{H1};P_{z}^{H2} — значения суммарных часовых объемов выработки электрической энергии генерирующих объектов, функционировавших на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил соответственно, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, определенные на основании сформированного по убыванию значений ряда данных о суммарных часовых объемах выработки электрической энергии указанных объектов в часы утреннего и вечернего максимального потребления ценовой зоны H1 и H2 соответственно за каждые сутки зимнего периода, предшествующего дате публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности, для нормативного значения, соответствующего одному событию в рабочие дни зимнего периода за 10 лет и определенного в соответствии с приложением № 8 к настоящим Правилам;

P_{z}^{\text{уст}} — суммарная среднемесячная установленная мощность генерирующих объектов, функционировавших на основе использования возобновляемых источников энергии, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 и 2 пункта 195 настоящих Правил соответственно, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 14 пункта 4 настоящих Правил, в последний зимний период.

Для целей настоящего пункта под зимним периодом понимается период, состоящий из 3 последовательных полных месяцев с декабря по февраль, заканчивающийся не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.»;

н) абзац шестой пункта 111 после слов «значение, равное» дополнить словами «определенному с учетом особенностей, установленных в пунктах 108(2) и 109 настоящих Правил,»;

о) в пункте 112(1):

после абзаца девятого дополнить абзацами следующего содержания:

«для каждого типа генерирующих объектов, подлежащих строительству, — предельные значения суммарных капитальных затрат (выраженные в рублях на МВт в ценах года начала поставки мощности), включающих затраты на строительство генерирующего объекта, на технологическое присоединение объекта к электрическим сетям, а в случае, если основным топливом для объекта генерации является природный газ, также к сетям газораспределения (магистральному газопроводу), в том числе предельные значения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, и предельные значения удельных затрат, связанных с уплатой налога на имущество организаций;»

для каждого типа генерирующих объектов, подлежащих строительству, — предельные значения удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта (выраженные в рублях на МВт в месяц в ценах года начала поставки мощности);»;

в абзаце девятнадцатом слова «(выраженные в рублях на МВт в ценах года начала поставки мощности)» заменить словами «, выраженные в рублях на МВт в ценах года начала поставки мощности, в том числе удельные затраты, связанные с уплатой налога на прибыль организаций, и удельные затраты, связанные с уплатой налога на имущество организаций, при этом отношение каждой из указанных величин к капитальным затратам, указанным в ценовой заявке, не должно превышать отношение предельного значения каждой из указанных величин, к предельному значению суммарных капитальных затрат, указанных в решении Правительства Российской Федерации о проведении отбора мощности новых генерирующих объектов»;

абзац двадцать второй изложить в следующей редакции:

«параметры ежегодной индексации переменных (топливных) затрат для каждого года начиная со второго календарного года поставки мощности, задаваемые набором числовых значений (коэффициентов индексации) или определяемой договором о присоединении к торговой системе оптового рынка функциональной зависимостью от индекса потребительских цен за календарные годы, предшествующие году поставки мощности;»;

п) в пункте 112(4):

абзац шестой изложить в следующей редакции:

« K_{\text{эфф}} = \frac{\sum_{i}^{I} {}_{= 1}S_{i}/(\text{ИПЦ})^{i - 1}}{\sum_{i}^{I} {}_{= 1}V_{i}^{\text{ээ}}/(\text{ИПЦ})^{i - 1}} , »;

«i — порядковый номер года, на который приходится период поставки мощности;»;

после абзаца восьмого дополнить абзацем следующего содержания:

«I — количество календарных лет, на которые приходится период поставки мощности;»;

в абзаце десятом слова «Vээ — объем выработки электрической энергии за год, равный произведению количества часов в таком году» заменить словами « V_{i}^{\text{ээ}} — объем выработки электрической энергии за год i, равный произведению количества часов в периоде поставки мощности, приходящемся на такой год,»;

абзац двенадцатый изложить в следующей редакции:

« S_{i} = V_{i}^{\text{ээ}}\text{× Ц}_{\text{ээ}}\text{× }K_{i}^{\text{индекс}_\text{ээ}} + V_{m}\text{× }(M_{i}\text{× ОРЕХ Ч }(\text{ИПЦ})^{i - 1} + \text{Ц}_{i}^{CAPEX}), »;

после абзаца шестнадцатого дополнить абзацем следующего содержания:

«Mi — количество месяцев поставки мощности в году i;»;

в абзаце двадцать четвертом слова «с указанной в ценовой заявке длительностью периода их использования n лет» исключить;

абзац двадцать пятый изложить в следующей редакции:

« K_{\text{эфф}^{\text{ЗМ}}} = \frac{\sum_{i}^{n} {}_{= 1}S_{i}^{\text{врем}}/(\text{ИПЦ})^{i - 1} + \sum_{i}^{I} {}_{= k}S_{i}^{Y}/(\text{ИПЦ})^{i - 1}}{\sum_{i}^{n} {}_{= 1}V_{i}^{\text{ээ}_\text{врем}}/(\text{ИПЦ})^{i - 1} + \sum_{i}^{I} {}_{= k}V_{i}^{\text{ээ}}/(\text{ИПЦ})^{i - 1}} , »;

после абзаца двадцать шестого дополнить абзацами следующего содержания:

«n — порядковый номер года, на который приходится дата окончания указанного в ценовой заявке периода использования временно замещающих генерирующих объектов;»

k — порядковый номер года, на который приходится дата начала поставки мощности с использованием введенного в эксплуатацию нового генерирующего объекта;»;

абзац двадцать восьмой изложить в следующей редакции:

« S_{i}^{\text{врем}} = V_{i}^{\text{врем}_\text{ээ}} \times \text{Ц}_{i}^{\text{врем}_\text{ээ}} \times K_{i}^{\text{врем}_\text{индекс}_\text{ээ}} + M_{i}^{\text{врем}} \times V_{m} \times \text{Ц}_{m}^{\text{врем}}, »;

в абзаце тридцатом слова « V_{\text{ээ}}^{\text{врем}} » — объем выработки электрической энергии за год временно замещающими генерирующими объектами, равный произведению количества часов в таком году» заменить словами « V_{i}^{\text{врем}_\text{ээ}} — объем выработки электрической энергии в году i временно замещающими генерирующими объектами, равный произведению количества часов в периоде поставки мощности, приходящемся на такой год,»;

в абзаце тридцать втором слова « K_{\text{индекс ээ}}^{\text{врем}} » заменить словами « K_{i}^{\text{врем}_\text{индекс}_\text{ээ}} »;

после абзаца тридцать второго дополнить абзацем следующего содержания:

« M_{i}^{\text{врем}} — количество месяцев поставки мощности с использованием временно замещающих генерирующих объектов в году i;»;

абзац тридцать четвертый изложить в следующей редакции:

« S_{i}^{Y} — затраты на производство электрической энергии и мощности в году i, определяемые в порядке, предусмотренном настоящим пунктом и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из значения параметра Y (длительность срока окупаемости), уменьшенного на длительность периода использования временно замещающих генерирующих объектов, рублей.»;

р) в абзаце пятом пункта 113(1) слова «абзацем первым пункта 290» заменить словами «абзацами первым и вторым пункта 290»;

с) в пункте 120(1):

в абзаце втором слова «абзацами девятым — двадцатым» заменить словами «абзацами девятым — двадцатым и двадцать шестым»;

абзац шестой дополнить словами «и до дня вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 1 ноября 2024 г. № 1472 „О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации“;»

абзацы двенадцатый и пятнадцатый после слов «после 1 января 2021 г.» дополнить словами «и до дня вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 1 ноября 2024 г. № 1472 „О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации“;»

абзац двадцать пятый после слов «произведению 0,22» дополнить словами «(0,16 — для договоров, заключенных по результатам таких отборов, проведенных после дня вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 1 ноября 2024 г. № 1472 „О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации“)»;

после абзаца двадцать пятого дополнить абзацами следующего содержания:

«Поставщик мощности по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, заключенным по результатам конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, проведенного после дня вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 1 ноября 2024 г. № 1472 „О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации“, в отношении генерирующих объектов, относящихся к видам генерирующих объектов, указанным в подпунктах 1 — 3 пункта 195 настоящих Правил, признается отказавшимся от поставки мощности по этим договорам в случаях, предусмотренных такими договорами, и должен выплатить покупателям мощности по указанным договорам неустойку:»

в размере, равном базовому размеру неустойки, определенному в соответствии с настоящим пунктом, — в случае, если поставщиком не предоставлялось дополнительного обеспечения исполнения своих обязательств по таким договорам;

в размере, равном определенному в соответствии с настоящим пунктом базовому размеру неустойки, увеличенному в 2 раза, базовому размеру неустойки, увеличенному в 3 раза или базовому размеру неустойки, увеличенному в 4 раза, — в случае, если поставщиком предоставлено дополнительное обеспечение исполнения своих обязательств по таким договорам соответственно 1, 2 или 3 раза дополнительно к ранее предоставленному обеспечению исполнения обязательств по таким договорам. Дополнительное обеспечение исполнения своих обязательств по таким договорам, соответствующее требованиям, установленным договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, должно быть предоставлено не позднее истечения 5-го, 11-го и 17-го месяца с указанной в таких договорах даты начала поставки мощности соответственно. Поставщик, предоставивший дополнительное обеспечение, признается отказавшимся от поставки мощности по указанным договорам, в том числе в случае, если поставка мощности по таким договорам не осуществляется (предельный объем поставки мощности по такому договору равен нулю) соответственно более 12, 18 или 24 месяцев с даты начала поставки мощности, указанной в таких договорах.

Порядок уплаты указанной неустойки, а также случаи и порядок предоставления поставщиком мощности дополнительного обеспечения исполнения своих обязательств по таким договорам устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.»;

в абзаце двадцать шестом слова «и девятнадцатым» заменить словами «, девятнадцатым и двадцать шестым — двадцать восьмым»;

т) в абзаце первом пункта 170(1) и абзаце четырнадцатом пункта 170(5) слова «по состоянию на дату вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 24 ноября 2021 г. № 2025 „О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации“ заменить словами „по состоянию на 31 декабря 2023 г.“;»

у) в абзаце четвертом пункта 196(1) слова «периода с 3-го по 7-й календарный год» заменить словами «числа 7 календарных лет»;

ф) в абзаце третьем пункта 197 слова «абзацами четвертым, пятым, седьмым, восьмым, десятым, одиннадцатым, шестнадцатым и семнадцатым пункта 120(1)» заменить словами «абзацами четвертым, пятым, седьмым, восьмым, десятым, одиннадцатым, шестнадцатым, семнадцатым и двадцать шестым пункта 120(1)»;

х) в абзаце втором пункта 292 слова «пунктом 51, 51(1) или 176» заменить словами «пунктом 51 или 176»;

ц) пункт 2 приложения № 5 к указанным Правилам после абзаца двадцать второго дополнить абзацем следующего содержания:

«В случае изменения ставок налога на прибыль и (или) налога на имущество организаций в соответствии с законодательством о налогах и сборах в течение срока действия договора купли-продажи (поставки) мощности, заключенного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, учтенных в величине удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций и (или) уплатой налога на имущество организаций, указанной в ценовой заявке, поданной на такой отбор, невозмещенная часть капитальных затрат определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из соответствующего изменения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций и (или) уплатой налога на имущество организаций. В случае применения поставщиком мощности в течение срока действия договора купли-продажи (поставки) мощности, заключенного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, пониженных ставок налога на прибыль и (или) налога на имущество организаций в отношении нового генерирующего объекта невозмещенная часть капитальных затрат также определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из соответствующего изменения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций и (или) уплатой налога на имущество организаций.»;

ч) дополнить приложением № 8 следующего содержания:

«Приложение № 8 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности»

1. Настоящее Положение устанавливает порядок определения системным оператором величины спроса на мощность для проведения на оптовом рынке электрической энергии и мощности долгосрочного конкурентного отбора мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности» (далее соответственно — конкурентный отбор мощности, Правила оптового рынка).

2. Величина спроса на мощность ( \text{Р}_{z}^{\text{спрос}} ) определяется отдельно в каждой ценовой зоне по следующей формуле:

\text{Р}_{z}^{\text{спрос}} = 1,05 \cdot P_{z}^{\text{треб}} + \text{Р}_{z}^{\text{экспорт}} - \text{Р}_{z}^{\text{розн}},

z — номер ценовой зоны (для первой ценовой зоны — 1, для второй ценовой зоны — 2);

P_{z}^{\text{треб}} — требуемый объем мощности в ценовой зоне, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящего Положения;

\text{Р}_{z}^{\text{экспорт}} — объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы из соответствующей ценовой зоны, определяемый в соответствии с пунктом 11 настоящего Положения;

\text{Р}_{z}^{\text{розн}} — объем мощности генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в соответствующую ценовую зону, определяемый в соответствии с пунктом 10 настоящего Положения.

Для целей настоящего Положения под зимним периодом понимается период, состоящий из 3 последовательных полных месяцев с декабря по февраль, заканчивающийся не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

3. Для определения требуемого объема мощности в ценовой зоне формируется функция распределения суммы 2 независимых случайных величин, определенных в соответствии с настоящим Положением, — прогнозируемого в год поставки максимального объема потребления мощности в ценовой зоне с учетом влияния температурного фактора и вероятного объема снижения доступной мощности генерирующего оборудования.

Значение требуемого объема мощности в ценовой зоне определяется на основании полученной функции распределения для нормативного значения ( \beta ), соответствующего одному событию в рабочие дни последних 10 зимних периодов, определяемого по следующей формуле:

\beta = 1 - 1/D,

Нормативное значение \beta округляется до 5 знаков после запятой.

4. Максимальный объем потребления мощности в ценовой зоне, прогнозируемый на год поставки мощности, на который проводится конкурентный отбор мощности (далее — прогнозируемый максимальный объем потребления мощности), определяется системным оператором на основе прогноза потребления мощности по территориям территориальных энергосистем, расположенных в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации (далее — территориальная энергосистема), учтенного при формировании прогнозных показателей потребления электрической энергии (мощности), предусмотренных в последней утвержденной схеме и программе развития электроэнергетических систем России на соответствующий период (далее — прогноз потребления мощности), с учетом влияния температурного фактора.

Прогноз потребления мощности определяется в отношении территории каждой территориальной энергосистемы в целом без выделения объемов мощности, соответствующих потерям электрической энергии в электрических сетях и объемам потребления электрической энергии для собственных и хозяйственных нужд производителей электрической энергии.

5. Прогнозируемые максимальные объемы потребления мощности территориальных энергосистем с учетом влияния температурного фактора определяются исходя из значений прогноза потребления мощности по каждой территориальной энергосистеме, приведенных к среднесуточным температурам наружного воздуха в соответствующих территориальных энергосистемах в каждых сутках 20 последних зимних периодов с учетом характеристик зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха.

Характеристики зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха рассчитываются на основании статистических данных фактической зависимости максимума электрической нагрузки территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха во всем диапазоне температур, определяемой фактической на момент выполнения расчетов структурой потребителей территориальной энергосистемы за каждые сутки 3 лет, предшествующих году проведения конкурентного отбора мощности, при этом последний из которых заканчивается не ранее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

6. Величина прогнозируемого максимального объема потребления мощности по ценовой зоне определяется как сумма величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, отнесенным к этой ценовой зоне, в целом и долей величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, если территориальная энергосистема отнесена к 2 ценовым зонам. При этом величины (доли величин) прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам умножаются на соответствующий коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы.

Доля прогнозируемого максимального объема потребления мощности территориальной энергосистемы, относимая к ценовой зоне, определяется путем умножения прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальной энергосистеме на коэффициент, формируемый на основании данных замера потокораспределения на час максимума зимнего замерного дня года, информация о котором представлена системному оператору до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности в соответствии с порядком представления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утверждаемым федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса (далее — уполномоченный орган).

Коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы определяется на основании суточных профилей потребления мощности территориальной энергосистемы и ценовой зоны, к которой отнесена такая территориальная энергосистема, как среднее за 3 последних зимних периода из значений, рассчитанных как отношение среднего значения потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности в ценовой зоне, к которой отнесена территориальная энергосистема, определенный на основании суточного профиля потребления мощности в ценовой зоне в рабочие дни зимнего периода, к среднему значению потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности на территории этой территориальной энергосистемы, определенный на основании суточного профиля потребления мощности этой территориальной энергосистемы в рабочие дни зимнего периода.

7. Вероятность снижения доступной мощности генерирующего оборудования при совмещении ремонтов определяется для каждой ценовой зоны на основании моделирования вероятного объема снижения мощности генерирующего оборудования с применением метода математического моделирования случайных величин на основе частотных характеристик, проведенного на основании статистических данных об объемах неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых, атомных и гидроэлектростанций и плановых снижений мощности атомных электростанций, функционирующих в ценовой зоне, относительно объемов располагаемой мощности соответствующих объектов, определенных в соответствии с требованиями Правил оптового рынка для дневных часов (с 8 до 22 часов московского времени для генерирующих объектов, расположенных в первой ценовой зоне, с 8 до 22 часов 6-й часовой зоны (московское время плюс 4 часа) для генерирующих объектов, расположенных во второй ценовой зоне) рабочих суток 10 последних зимних периодов.

Для целей определения неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых, атомных и гидроэлектростанций учитываются объемы снижения максимальной мощности, определенные в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в связи с невыполнением требований, установленных в подпунктах 3, 4, 6 — 8 пункта 50 Правил оптового рынка, а для целей определения плановых снижений мощности генерирующего оборудования атомных электростанций учитываются объемы снижений максимальной мощности, определенные в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для целей установления выполнения требований подпункта 1 пункта 50 Правил оптового рынка (далее — показатели неготовности).

8. Показатели неготовности учитываются в отношении генерирующих объектов — электростанций как сумма показателей неготовности, определенных для каждого часа периода, указанного в пункте 7 настоящего Положения, по всем группам точек поставки, зарегистрированным в отношении генерирующего оборудования соответствующей электростанции, с учетом следующих особенностей:

а) показатели неготовности по группам точек поставки не включаются в почасовую сумму показателей неготовности электростанции при выполнении в отношении всего генерирующего оборудования, входящего в состав соответствующей группы точек поставки в течение всего периода, указанного в пункте 7 настоящего Положения, одного из следующих условий:

генерирующее оборудование выведено из эксплуатации либо в отношении генерирующего оборудования в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. № 86 «Об утверждении Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, а также о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу совершенствования порядка вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации», уполномоченным органом принято решение о согласовании вывода из эксплуатации с даты, наступающей не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности (за исключением генерирующего оборудования, вывод которого предусмотрен в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, в целях его замены на аналогичное генерирующее оборудование без перевода в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами);

в отношении генерирующего оборудования в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, указанными в абзаце втором настоящего подпункта, и Правилами оптового рынка по решению уполномоченного органа проведен конкурентный отбор мощности генерирующих объектов для целей вывода данного генерирующего оборудования из эксплуатации со сроком ввода в эксплуатацию нового генерирующего объекта не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности;

в отношении генерирующего оборудования в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, предусмотрены вывод из эксплуатации не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности, и перевод генерирующего объекта, работающего с использованием паросилового цикла, в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами);

б) по условным группам точек поставки, зарегистрированным на 1 декабря года, предшествующего году проведения конкурентного отбора мощности, в отношении генерирующего оборудования, дата начала поставки мощности которых в соответствии с договорами, указанными в подпунктах 4, 10 и 15 пункта 4 Правил оптового рынка, наступает не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности, либо группам точек поставки мощности, аттестация которых осуществлена позднее 1 декабря года, предшествовавшего году проведения конкурентного отбора мощности, показатели неготовности определяются на основании статистических данных о показателях неготовности, определенных для генерирующих объектов соответствующего типа (атомные электростанции, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие электростанции, генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием паросилового цикла на газовом топливе; генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием паросилового цикла на угольном топливе; генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием парогазового цикла; газотурбинные установки), за исключением условных групп точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам, указанным в подпункте 15 пункта 4 Правил оптового рынка, для которых в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, не предусматривается перевод генерирующего объекта, работающего с использованием паросилового цикла, в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами).

9. Порядок определения составляющих требуемого объема мощности в ценовой зоне, включая порядок определения прогнозируемого в год поставки максимального объема потребления мощности в ценовой зоне с учетом влияния температурного фактора, вероятного объема снижения доступной мощности генерирующего оборудования и показателей неготовности генерирующих объектов электростанций, устанавливается системным оператором в соответствии с требованиями настоящего Положения и публикуется на его официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет».

Коэффициенты регионального совмещения максимума потребления территориальных энергосистем, статистические данные среднесуточных температур наружного воздуха в территориальных энергосистемах, характеристики зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха, суточные профили потребления мощности территориальных энергосистем и ценовых зон в рабочие дни зимних периодов, а также статистические данные показателей неготовности, применяемых в расчете, обезличено публикуются системным оператором на официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» в сроки публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности, установленные Правилами оптового рынка.

10. Объемы мощности генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках, рассчитываются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как объемы среднечасовой выработки электрической энергии таких генерирующих объектов за последний зимний период.

11. Величина объема мощности, соответствующего объему поставки электрической энергии в зарубежные энергосистемы, определяется равной максимальному значению из почасовых объемов поставки электрической энергии в режиме экспорта в зарубежную энергосистему из ценовой зоны в декабре года, на который проводится конкурентный отбор мощности, определенному в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основании информации о наличии заключенных на соответствующий период договоров (контрактов) на поставку электрической энергии в зарубежные энергосистемы и предусмотренных такими договорами объемах поставки электрической энергии в режиме экспорта в зарубежную энергосистему, представленной организацией, осуществляющей экспортно-импортные операции на оптовом рынке, системному оператору в сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.».

2. В абзаце десятом пункта 22 Правил определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1179 «Об определении и применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 505; № 23, ст. 3008; 2015, № 36, ст. 5034; 2017, № 1, ст. 178; № 32, ст. 5077; 2018, № 28, ст. 4223; 2022, № 21, ст. 3477):

а) слова «категориями потребителей» заменить словами «категориями потребителей, рублей.»;

б) слова «, а также с учетом величин штрафов, рассчитанных по договорам купли-продажи (поставки) мощности, рублей. При определении средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность на оптовом рынке в отношении расчетных периодов с мая 2022 г. по январь 2023 г. величина S_{m - 1}^{M,\text{факт}} рассчитывается без учета величин штрафов, рассчитанных по договорам купли-продажи (поставки) мощности» заменить словами «При определении средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность на оптовом рынке величина S_{m - 1}^{M,\text{факт}} уменьшается на величину штрафов, рассчитанных по договорам купли-продажи (поставки) мощности, и денежных сумм за отказ от исполнения обязательств по договорам купли-продажи (поставки) мощности (за исключением денежных сумм, рассчитанных в отношении участника оптового рынка — поставщика мощности, в отношении которого открыто конкурсное производство в соответствии с Федеральным законом „О несостоятельности (банкротстве)“.»

---