Математическая модель КОММОД(расчет предельных КАПЕКСов, показателей эффективности и учет ограничений по территориям)

1

Валинеев Алексей

Содержание ценовой заявки

2

Ценовая заявка на отбор проектов модернизация подается вотношении проекта в целом (единственной условной ГТП) исодержит:

Технические параметры:(период подачи: 13.03.19 – 15.03.19)

• перечень и параметры оборудования проекта до ипосле реализации мероприятий по модернизации;

• планируемые сроки реализации мероприятий помодернизации с указанием величины сниженияустановленной мощности в каждом календарноммесяце за период их реализации

Стоимостные параметры:(период подачи: 28.03.19 –29.03.19)

• «OpEx» – удельные эксплуатационные затраты длягенерирующего объекта после реализациимероприятий по модернизации;

• «CapEx» – совокупные капитальные затраты нареализацию проекта модернизации;

• «Крсв» - коэфффициент, характеризующийпрогнозную прибыль от продажи электрическойэнергии по итогам РСВ

3

Стоимостные параметры заявкиOpEx

Значение удельных эксплуатационных затрат (OpEx) для генерирующего объекта после реализации мероприятий по модернизации не могут превышать цену, определенную для соответствующей ценовой зоны по итогам конкурентного отбора мощности, проведенного в 2017 году, проиндексированную в соответствии с ИПЦ с 1 декабря 2018 года до 31 декабря года предшествующего году проведения отбора: для отборов в 2019 году (на 2022-2025 годы) индексация на ИПЦ 2018 года!

Ценовая зона Цена КОМ на 2021 год (проведенный в

2017 году)

ИПЦ 2018 года

Предельное значение заявляемого OpEx в

2019 году

Первая ценовая зона 134 393,81 1,0426 140 118,99

Вторая ценовая зона 225 339,74 1,0426 234 939,21

4

Стоимостные параметры заявкиКрсв

Заявляемое значение коэффициента, характеризующего прогнозную прибыль

от продажи электрической энергии по итогам конкурентного отбора ценовых

заявок на сутки вперед, не может быть менее 0,04 (0,25 для проекта

модернизации, предусматривающего перевод генерирующего объекта,

работающего с использованием паросилового цикла, в работу с

использованием парогазового цикла) и более 0,38

0,04 ≤ Крсв ≤ 0,38Для всех проектов, не включающих

мероприятия по надстройке объекта

газовой турбиной:

Для проектов предусматривающих

мероприятие по надстройке

объекта газовой турбиной:

0,25 ≤ Крсв ≤ 0,38

5

Стоимостные параметры заявкиCapEx

Значение капитальных затрат в отношении проекта g не может превышать

величину предельных максимальных капитальных затрат на реализацию

проекта и не может быть менее величины предельных минимальных

капитальных затрат

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔пред мин

≤ 𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈заяв ≤ 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔

пред макс

Значение величин предельных минимальных (𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔пред мин

) и

максимальных (𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔пред макс

) капитальных затрат на реализацию проекта

модернизация определяются коммерческим оператором и публикуется на

официальном сайте АО «АТС» не позднее чем через 3 рабочих дня после

получения от системного оператора реестра заявленных проектов.

!!! для КОММод на 2022 – 2024 годы – не позднее 22.03.2019

Порядок расчета предельных капитальных затрат𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔

пред мини 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔

пред макс

6

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒊𝟏типовой

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒊𝟐типовой

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒊𝟑типовой

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒊𝟒типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖1мин= 0,7*𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖1

типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖2мин= 0,7*𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖2

типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖_3мин= 0,5∗𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖3

типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖_4мин= 0,5∗𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖4

типовой

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈пред мин

=

𝒊

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒊мин

Основные мероприятия (пп 1 и 2 пункта 266 Правил оптового рынка)

Сопутствующие мероприятия (пп 3 пункта 266 Правил оптового рынка)

+

+

+

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖1макс= 1,2*𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖1

типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖2макс= 1,2*𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖2

типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖_3макс= 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖3

типовой

𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖_4макс= 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖4

типовой

+

+

+

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈пред макс

= 𝒎𝒊𝒏(

𝒊

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒊макс ; 𝑵 ∗ 𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈

огр)

89,526 - для проектов с N <= 90 МВт43,892+4107,11/N - для проектов 90< N <= 400 МВт𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈

огрдля

угольных ТЭС 54,000 - для проектов с N > 400 МВт

45,057 - для проектов с N <= 90 МВт25,973+1720,218/N - для проектов 90< N <= 300 МВт𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈

огрдля

газовых ТЭС 31,677 - для проектов с N > 300 МВт

N (МВт) – установленная мощность генерирующего оборудования проекта

Определение типовых капитальных

затрат 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖типдля мероприятий

7

𝑵𝒊 − заявленные технические характеристики оборудования, в отношении которого выполняется мероприятие i:

• номинальная паропроизводительность котлоагрегатов (т/час) - для модернизации котла, золоулавливающих

устройств, строительства корпуса для котлов, золоотвала ;

• установленная мощность турбин (МВт) - для модернизации турбины и (или) генератора, регенеративной

системы, строительства корпуса для турбин;

• длина дымовой трубы (м) - для замены (строительства) дымовой трубы;

• гидравлическая нагрузка (м3/ч) - для строительства градирни;

• установленная мощность генерирующего объекта (оборудования условной ГТП) (МВт) - для приведения в

соответствие с НТД главного корпуса, модернизации склада угля, строительства помещения разгрузочного

устройства с инженерными системами и разгрузочным оборудованием

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙𝒈огр

=1000 ∙ (𝑲𝒊 ∙ 𝑵𝒊 + 𝑩𝒊) ∙ 𝒌проч × (𝒅𝒊

𝟏 ∙ 𝑲𝒊сейсм ∙ 𝑲𝒊

трансп+𝒅𝒊𝟐 ∙ 𝑲𝒊

темп+𝒅𝒊𝟑)

𝑲𝒊, 𝑩𝒊 − коэффициенты, определённые Правительством РФ для мероприятия i

𝒌проч − коэффициент, учитывающий сопутствующие затраты и равный 1,0722;

𝒅𝒊𝟏, 𝒅𝒊𝟐, 𝒅𝒊𝟑 − доли затрат на оборудование (1), строительно-монтажные работы (2), прочие (3), определённые

Правительством РФ для мероприятия i

𝑲𝒊сейсм, 𝑲𝒊

трансп, 𝑲𝒊темп − коэффициенты транспортировки, сейсмического и температурного влияния,

определённые Правительством РФ

8

«Калькулятор» для расчетапредельных капитальных затрат

Ассоциацией «НП Совет Рынка» подготовлен и выложен в разделе

«ВНИМАНИЮ ЧЛЕНОВ АССОЦИАЦИИ» расчетный файл, позволяющий

участникам самостоятельно провести предварительные расчеты допустимого

диапазона значений капитальных затрат, указываемых в ценовой заявке,

определяемого следующими величинами:

• Типовые капитальные затраты для каждого мероприятия

(𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖тип)

• Максимальные капитальные затраты для каждого мероприятия

(𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖макс)

• Минимальный капитальные затраты для каждого мероприятия (𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑖

мин)• Ограничение на максимальный капитальные затраты по проекту

(𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑝огр

)

• Предельные капитальные затраты для проекта в целом

(𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑝пред макс

, 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑝пред мин

)

9

Модель и параметры отбораПоказатель эффективности

𝑲𝒈эфф

=Ц𝒛РСВ ∙ 𝟏 − 𝑲𝒈

РСВ +Ц𝒈мощность

𝒕∙КИУМ𝒈

В целях сравнения ценовых заявок на участие в отборе проектов модернизации для

каждого проекта модернизации g, в отношении которого подана ценовая заявка, с

использованием указанных в ней значений стоимостных параметров, рассчитывается

показатель эффективности (𝑲𝒈эфф

):

Ц𝒛РСВ(руб/МВтч)- среднее значение цен РСВ в ценовой зоне оптового рынка z, к которой

относится планируемое к модернизации генерирующее оборудование g (публикуется на

сайте системным оператором)

𝑲𝒈РСВ- заявленное участником значение коэффициента, характеризующего прогнозную

прибыль от продажи электрической энергии в РСВ

КИУМ𝒈 - заявленное участником значение коэффициента, характеризующего прогнозную

прибыль от продажи электрической энергии в РСВ

Ц𝒈мощность

(руб/МВт) – удельная стоимость мощности в месяц, обеспечивающая возврат

капитальных и эксплуатационных затрат, рассчитываемая для целей определения

показателя эффективности

𝑡 - среднее количество часов в календарном месяце, равное 730

10

Составляющие показателя эффективности(Среднее значение цен РСВ)

𝜆𝑖,𝑞,ℎГТП – цена РСВ в ГТП генерации;

𝑁𝑞ℎ,𝑧 – количество ГТП генерации, отнесенных к ценовой зоне z, в час h,

принадлежащий периоду T, в отношении которых была определена величина 𝜆𝑖,𝑞,ℎГТП

𝑁ℎ – количество часов в периоде T

T – период c 1-го числа первого месяца периода, равного 12 календарным месяцам,

оканчивающимся не позднее 60 календарных дней до даты начала периода подачи

заявок на отбор проектов модернизации, по последний день двенадцатого месяца

указанного периода (2018 год - для отборов на 2022 -2024 год);

Предварительные значения цен РСВ для отборов на 2022 – 2024 годы:

• Первая ценовая зона: 1237 руб/МВтч

• Вторая ценовая зона: 901 руб/МВтч

Ц𝑧РСВ_сред

=1

𝑁ℎ∙ ℎ𝜖𝑇(

1

𝑁𝑞ℎ,𝑧∙ 𝑞𝜖𝑧 𝜆𝑖,𝑞,ℎ

ГТП ), где

Среднее значение цен по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на

сутки вперед рассчитывается коммерческим оператором по формуле:

11

Составляющие показателя эффективности(КИУМ𝒈)

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ𝒈) в отношении проекта

модернизации g рассчитывается коммерческим оператором за период T* равный двум

календарным годам, предшествующим дате проведения отбора (2017 - 2018 год для отборов на

2022-2024) с учетом фактического значения КИУМ𝒈факт, определяемого по формуле:

КИУМ𝒈факт= 𝒊∈𝒛(𝒈),𝒉∈𝑻𝑾𝒊,𝒉

𝒊∈𝒛(𝒈),𝒉∈𝑻𝑵𝒊,𝒉уст , где

• Если КИУМ𝒈факт< 𝟎, 𝟔 тогда КИУМ𝒈 = 1/10+5/6*КИУМ𝒈

факт

• Если КИУМ𝒈факт≥ 𝟎, 𝟔 тогда КИУМ𝒈 = КИУМ𝒈

факт

• Если проект предполагает надстройку ГТУ, то КИУМ𝒈 = 0.75

𝑾𝒊,𝒉 - объем выработки электрической энергии в час h генерирующим оборудованием i,

относящегося к перечню оборудования z (g) в составе проекта модернизации и функционирующим

до окончания мероприятий по модернизации, определяемая следующим образом:

• если достоверность информации коммерческого учета по макету 80020 по генерирующему

оборудованию подтверждена, то 𝑾𝒊,𝒉 = 𝑾𝒊,𝒉КУ

• иначе 𝑾𝒊,𝒉 = 𝒎𝒂𝒙(𝟎;𝑾𝒑,𝒉КУ − (𝑵𝒑,𝒉

уст− 𝑵𝒊,𝒉уст))

𝑾𝒊,𝒉КУ,𝑾𝒑,𝒉

КУ - объемы выработки электрической энергии генерирующим оборудованием i или

соответствующей ГТП генерации p в час h по данным коммерческого учета

𝑵𝒊,𝒉уст, 𝑵𝒑,𝒉уст

- объемы установленной мощности генерирующего оборудования i или

соответствующей ГТП генерации p в час h

12

Составляющие показателя эффективности(расчет Ц𝒈

мощность)

Удельная стоимость мощности в месяц, обеспечивающая возврат капитальных

и эксплуатационных затрат, рассчитываемая для целей определения

показателя эффективности, определяется по формуле:

Ц𝒈мощность = 𝑶𝒑𝑬𝒙𝒈 + 𝑲ни ∗ Ц𝒈

𝑪𝒂𝒑𝑬𝒙

𝑂𝑝𝐸𝑥𝑔 - заявленное участником значение удельных затрат на эксплуатацию

генерирующего объекта;

𝐾ни - значение коэффициента, отражающего величину компенсации затрат

по уплате поставщиком налога на имущество и налога на прибыль, равное

1,185;

Ц𝑔𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥

- удельная величина компенсации капитальных затрат

13

Составляющие показателя эффективности

(расчет Ц𝑔𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥

)

Ц𝑔𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥= (𝑅13,𝑔∙НД𝑖/12∗(1+НД𝑖/12)

180

(1+НД𝑖/12)180−1

) ∙ 𝐾𝑔сн, где

Удельная величина компенсации капитальных затрат рассчитывается по формуле

аннуитетного платежа для выплаты понесенных капитальных затрат на 1 МВт

мощности за 15 лет с нормой доходности (НД𝑖) по результатам года i

НД𝑖 - значение нормы доходности по результатам года i, предшествующего году, в

котором проводится отбор проектов модернизации (публикуется СО)

𝐾𝑔сн - коэффициент, отражающий потребление на собственные и хозяйственные

нужды генерирующего объекта g (для газовых станций: 1,033; для угольных станций:

1,069)

𝑅13,𝑔 - невозмещенная по состоянию на начало тринадцатого месяца часть

капитальных затрат

14

Составляющие показателя эффективности(расчет 𝑅13,𝑔)

Невозмещенная по состоянию на начало тринадцатого месяца часть капитальных

затрат (𝑅13,𝑔), определяется по формуле:

𝑅13,𝑔 =𝑆𝑔𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋

𝑁𝑔уст ∗ 𝐾𝑔

прив, где

𝑆𝑔𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 = 𝐶𝑎𝑝𝐸𝑥𝑔

заяв − указанное в стоимостных параметрах ценовой заявки значение

капитальных затрат на реализацию проекта модернизации, в отношении

генерирующего объекта (условной ГТП) g

𝑁𝑔уст

- указанное в технических параметрах ценовой заявки значение установленной

мощности генерирующего объекта (условной ГТП) g после реализации мероприятий

по модернизации

𝐾𝑔прив

- коэффициент приведения, учитывающий срок реализации мероприятий по

модернизации, в отношении генерирующего объекта (условной ГТП) g определяется

по следующей формуле:

𝐾𝑔прив= 1 + НД𝑖

1+𝑁𝑔

24 , где

𝑁𝑔 - количество календарных месяцев, равное:

36 – для угольных станций, а также для проектов, предусматривающих

мероприятия по надстройке газовой турбиной;

24 – для иных проектов модернизации.

15

Составляющие показателя эффективности(расчет НД𝑖)

НДб - базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала в

размере 14%

ДГОб - базовый уровень доходности долгосрочных государственных

обязательств в размере 8,5%

ДГО𝑥−1 - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств,

определяемая по результатам года X-1 коммерческим оператором

Предврительное значение нормы доходности по итогам 2018 года: НД𝑖 =13,5%

НД𝑖 = 1 + НДб ∙1 + ДГО𝑋−11 + ДГОб

− 1

𝑲𝒈эфф

=Ц𝒛РСВ ∙ 𝟏 − 𝑲𝒈

РСВ +Ц𝒈мощность

𝒕∙КИУМ𝒈

16

Модель и параметры отбораПоказатель эффективностиОбобщение, данные для КОММод 22-24

Рассчитывается КО, публикуется на сайте СО

до 7 марта 2019

Указывается в заявке участником

Рассчитывается СО, в том числе, на основании указанных в заявке стоимостных

параметров после подачи заявки

730

Рассчитывается КО, публикуется на сайте КО в персональных разделах до

22 марта 2019

17

Отборы проектов модернизации(КОММод)Сроки / Объемы

№п/п

Дата проведения (окончание приема

заявок)

На какой год отбор

Квота для отбора,ГВт (в т.ч. 1 ЦЗ / 2 ЦЗ)

Отобрано нарастающимитогом (в т.ч. 1 ЦЗ / 2 ЦЗ),ГВт

1 29.03.2019*

2022 3 (2,4 / 0,6) 3 (2,4 / 0,6)

2023 4 (3,2 / 0,8) 7 (5,6 / 1,4)

2024 4 (3,2 / 0,8) 11 (8,8 / 2,2)

2 01.09.2019 2025 4 (3,2 / 0,8) 15 (12 / 3)

3 01.09.2020 2026 4 (3,2 / 0,8) 19 (15,2 / 3,8)

4 01.09.2021 2027 4 (3,2 / 0,8) 23 (18,4 / 4,6)

5 01.09.2022 2028 4 (3,2 / 0,8) 27 (21,6 / 5,4)

6 01.09.2023 2029 4 (3,2 / 0,8) 31 (24,8 / 6,2)

7 01.09.2024 2030 4 (3,2 / 0,8) 35 (28 / 7)

8 01.09.2025 2031 4 (3,2 / 0,8) 39 (31,2 / 7,8)

* не позднее 60 календарных дней с 07.02.2019

18

Отбор проектов модернизации(КОММод)Принципы (Этапы отбора)

1. Отбор системным оператором проектов с наименьшим показателем эффективности

Срок: 5 рабочих дней после окончания приема заявок

• Отбирается не более 85% от утвержденных Правительством РФ максимальных объемов отбора

(квот), с учетом неиспользованной квоты в предыдущем отборе

• Результат: Предварительный перечень отобранных проектов модернизации

2. Формирование системным оператором предварительного графика реализации мероприятий по

модернизации

Срок: 1 месяц после окончания приема заявок

• в случае невозможности включения в график или выявления заявленной недостоверной

информации проекты могут быть исключены из предварительного перечня отобранных

• Результат: Перечень отобранных проектов, включенных в график реализации мероприятий по

модернизации с указанием технических и стоимостных параметров

3. Определение Правительственной комиссией по вопросам развития электроэнергетики

генерирующих объектов для включения в перечень отобранных по результатам отбора КОММод

Срок: не установлен

• Дополнительно отбирается 15% от утвержденных Правительством РФ квот

• Результат: Итоговый перечень проектов модернизации по итогам отбора для утверждения

Правительством РФ

4. Утверждение Правительством РФ перечня генерирующих объектов на основании результатов

отбора проектов модернизации

Срок: не установлен

19

1. Отбор проектов с наименьшимпоказателем эффективности(Ранжирование проектов)

10001050

11001150

12001250

16001700

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

1 2 3 4 5 6 7 8

По

каза

тел

ь эф

фек

тивн

ост

и, р

уб/М

Втч

Заявленные проекты

Шаг 1. Для целей отбора проекты ранжируются в порядке увеличения коэффициента

эффективности

Приоритеты при ранжировании в случае равенства показателей эффективности:

1. Проект заявлен в отношении оборудования ТЭЦ

2. Проект заявлен на территории с большими ограничениями

3. Заявка подана раньше

20

1. Отбор проектов с наименьшимпоказателем эффективности(Последовательный отбор проектов)

Шаг 2. Последовательно (начиная с самого эффективного) определяется результат

участия в отборе для каждого проекта модернизации:

Условие 1: Отбор проекта не приводит к превышению заданных ограничений на

максимальный объем отбора мощности проектов модернизации в ценовой зоне (квота),

с учетом неиспользованных квот отбора проектов на предшествующий период.

Если условие 1 не выполнено, процедура отбора заканчивается

Условие 2: Отбор проекта не приводит к недопустимым снижениям установленной

мощности по ОЭС (энергосистемам, энергорайонам) в каждом месяце периода

реализации мероприятий по модернизации.

Условие 2 проверяется с учетом возможности изменения даты начала поставки

мощности

Если условие 2 не выполняется, проект исключается из отбора

Если оба условия выполняются, проект считается отобранным, при этом дата начала

поставки мощности уточняется по результатам проверки условия №2!!! При проведении отборов на 2022–2024 годы (на годы Y=2022, Y=2023, Y=2024)

генерирующие объекты, исключенные из отбора на 2022 год, участвуют на общих основаниях

в отборе на 2023 год, а генерирующие объекты, исключенные из отбора на 2023 год, участвуют на общих основаниях в отборе на 2024 год

21

1. Отбор проектов с наименьшимпоказателем эффективности(Проверка условия 1)

10001050

11001150

12001250

16001700

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

1 2 3 4 5 6 7 8

По

каза

тел

ь эф

фек

тивн

ост

и, р

уб/М

Втч

Заявленные проекты

Проект не отобран, т.к. не выполняется

условие 2

Проект не отобран, т.к. не выполняется

условие 1

Квота на отбор: 𝟎,𝟖𝟓 ∙ 𝑷𝒛,𝒀спрос+ 𝒅𝑷𝒛,𝒀

спрос

Для 2022 года в 1 цз: 0,85*2400 = 2040 МВт

Отбор завершен

Неиспользованная квота в год Y: 𝒅𝑷𝒛,𝒀спрос= 𝟎, 𝟖𝟓 ∙ 𝑷𝒛,𝒀

спрос− 𝒈𝑷𝒈

уст∙ 𝑺𝒈 , где

𝑺𝒈- результат отбора для проекта (1 – отобран, 0 – не отобран)

22

1. Отбор проектов с наименьшимпоказателем эффективности(Ограничения)

r4

r3r2

r1

Значения максимального совокупного снижения установленной мощности генерирующих

объектов 𝑃𝑟,𝑧,𝑚сниж определяется системным по территориям 𝑅𝑛 (ОЭС, энергосистема или энергорайон)

для каждого месяца m

• Территории 𝑅𝑛 определяются перечнем

электрических станций, расположенных на данных

территориях (Приложение 8 к Регламенту

проведения отборов проектов по модернизации

генерирующих объектов тепловых электростанций

• Одна станция может ходить в одну или несколько

территорий

Станция 1

Границы территорий Формирование ограничений

Станция 2

Станция 3

Уста

новл

енна

я м

ощ

ность

𝑃𝑟,𝑧,𝑚сниж

𝑃𝑟,𝑧,𝑚сниж - максимальное совокупное снижение

установленной мощности генерирующих объектов, в

отношении которых могут одновременно реализовываться мероприятия по модернизации

23

1. Отбор проектов с наименьшимпоказателем эффективности(Проверка условия 2)

Проверка выполнения условия 2 осуществляется для генерирующего

объекта g,входящего в проект модернизации в отношении всех территорий r,

в границах которых расположен данный генерирующий объект

𝑃𝑟,𝑧,𝑚сниж

Модернизация станции №1(проект отобран)

Уста

но

вл

енна

я м

ощ

но

сть

Начало года YКонец года Y

Модернизация станции №2

(проект отобран)

Модернизация станции №3(условие 2 не выполнено)

Модернизация станции №3(условие 2 выполнено)

(проект отобран)

Новый месяц ввода проекта №3

24

2. Формирование системным операторомпредварительного графика реализациимероприятий по модернизации

• В отношении генерирующих объектов, включенных в Предварительный перечень

отобранных проектов модернизации, СО формирует предварительный график

реализации проектов модернизации, с учетом уточненного месяца начала поставки

мощности по результатам 1 этапа, а также возможности его дополнительного

изменения в пределах года Y, на который проводится соответствующий отбор. Если

во всех рассмотренных вариантах месяца начала поставки мощности возникает

угроза надежности электроснабжения, такой генерирующий объект исключается из

перечня отобранных проектов модернизации (признается неотобранным).

• При проведении отборов на 2022–2024 годы (на годы Y=2022, Y=2023, Y=2024) при

изменении даты начала поставки мощности в случае, если указанная дата выходит

за период года Y, на который проводится соответствующий отбор, но наступает не

позднее 1 декабря 2024 года, соответствующий проект включается в перечень

отобранных на год, в пределах которого находится указанная дата.

• На данном этапе СО также осуществляет проверку достоверности представленных

участником оптового рынка сведений о технических параметрах заявленного проекта

модернизации, в том числе путем проведения выездной проверки на электростанцию,

на которой расположен соответствующий генерирующий объект, в т.ч. с привлечением

представителей специализированной организации.