Целевая модель управления спросом полностью сформирована и готова к запуску
С 01.01.2024 в законную силу вступил Федеральный закон № 516-ФЗ, установивший новый вид услуг на ОРЭМ – услуги по управлению изменением режима потребления электрической энергии. Для оказания таких услуг необходимо иметь статус субъекта оптового рынка. (см. дайджест за период 20.10.2023 по 16.11.2023).
В развитие указанного закона принято постановление Правительства РФ № 461, определяющее порядок и условия оказания таких услуг, в частности:
- Агрегатором управления спросом может быть только субъект оптового рынка.
- Агрегатор управления спросом оказывает услуги по управлению изменением режима потребления электроэнергии с использованием агрегированного объекта управления (АОУ), который формируется из зарегистрированных коммерческим оператором объектов регулирования (ОР) потребления электроэнергии потребителей розничного и (или) оптового рынка.
Требования к регистрации коммерческим оператором ОР, из которых состоит АОУ определены в п. 23.3 Правил оптового рынка, а порядок их регистрации предусмотрен в ДОП.
Для получения статуса агрегатора управления спросом организация должна соответствовать следующим требованиям:
a) Количественные критерии снижения потребления электроэнергии:
- суммарный объем снижения потребления электроэнергии по всем объектам, составляющим один АОУ, должен составлять не менее 0,1 МВт.;
- минимальное количество часов непрерывного снижения потребления электроэнергии каждого ОР, из которых состоит АОУ определяется ДОП, но не может составлять менее 1 часа.
b) Требования к ОР, составляющим АОУ:
- один и тот же ОР может входить в состав только одного АОУ;
- АОУ формируется агрегатором только из ОР, относящихся к одной ценовой зоне;
- АОУ формируется потребителем оптового рынка только из ОР данного потребителя оптового рынка, относящихся к одной ценовой зоне.
c) Требования к ОР, составляющим АОУ:
- в отношении АОУ и входящих в его состав ОР энергии проведены мероприятия технического характера по оснащению системой связи, обеспечивающей передачу системному оператору данных в отношении АОУ.
- АОУ должен быть зарегистрирован системным оператором в реестре АОУ, соответствующих требованиям Правил оптового рынка. После регистрации системный оператор направляет коммерческому оператору соответствующее уведомление в порядке, предусмотренном ДОП.
Все изменения параметров АОУ и входящих в его состав ОР должны быть зарегистрированы в порядке, предусмотренном ДОП.
В ДОП определены следующие существенные условия оказания услуг по управлению изменением режима потребления электроэнергии (пункт 40 Правил оптового рынка):
- порядок действий, необходимых для оказания услуг по управлению изменением режима потребления электроэнергии;
- порядок регистрации и аттестации ОР и АОУ, а также порядок внесения изменений в состав и параметры зарегистрированных ОР;
- порядок определения стоимости отклонений для участников оптового рынка, оказывающих услуги по изменению режима потребления электроэнергии;
- порядок определения данных коммерческого учета, используемых для целей определения объемов оказания услуг по управлению изменением режима потребления электроэнергии;
- порядок определения обязательств субъектов оптового рынка, связанных с оказанием услуг по управлению изменением режима потребления электроэнергии;
- порядок функционирования системы гарантий исполнения обязательств по оплате услуг по управлению изменением режима потребления электрической энергии на ОРЭМ;
- основания расторжения договоров оказания услуг по управлению изменением режима потребления;
- технические параметры систем связи, обеспечивающих передачу данных системному оператору в отношении АОУ;
- процедура предоставления системному оператору и приема системным оператором уведомлений субъектов оптового рынка о готовности к снижению объема потребления электрической энергии в рамках оказания услуг по управлению изменением режима потребления электроэнергии;
- особенности подачи и учета заявок субъектов оптового рынка, АОУ которых отобраны для оказания услуг по управлению изменением режима потребления электрической энергии.
Цены (тарифы) на услуги коммерческого оператора по организации торговли на ОРЭМ, в части сопровождения сделок по оказанию услуг по управлению спросом будут регулироваться государством.
Цены на услуги по управлению изменением режима потребления электроэнергии будут входить в состав предельных уровней нерегулируемых цен на электроэнергию (пункт 183 Правил оптового рынка).
Услуги по управлению изменением режима потребления электрической энергии будут отбираться по результатам конкурентного отбора заявок на БР и РСВ (пункты 82 и 131 Правил оптового рынка).
Отборы ресурса по управлению изменением режима потребления будут осуществляться на год и на квартал по соответствующей ценовой зоне.
Все необходимые изменения в регламенты оптового рынка для запуска целевой модели управления спросом приняты наблюдательным советом НП «Совет рынка».
Регламент участия на оптовом рынке исполнителей услуг по управлению изменением режима потребления (приложение 19.9.2 к ДОП) в редакции от 12.04.2024 размещен на сайте НП «Совет рынка».
Законодательством установлены показатели финансовой дисциплины субъектов оптового рынка (ГП и ЭСК) по оплате услуг по передаче электрической энергии.
ГП и ЭСК, имеющие статус субъекта оптового рынка должны выполнять показатели финансовой дисциплины, отражающие исполнение указанными субъектами своих обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии.
Показателями финансовой дисциплины являются:
- a) оборачиваемость задолженности за услуги по передаче электрической энергии (скорость погашения дебиторской задолженности - ФД1).
- b) показатель судебной задолженности за услуги по передаче электрической энергии (ФД2).
Документом установлены формулы, по которым коммерческий оператор будет рассчитывать значения указанных показателей финансовой дисциплины.
Значение показателя ФД1 рассчитывается коммерческим оператором ежемесячно на основании:
- 1) информации (документов), представленной ГП, ЭСК о размере задолженности перед сетевой организацией в отчетном периоде (календарный месяц), реструктуризированной задолженности ГП, ЭСК перед сетевой организацией, стоимости услуг по передаче электрической энергии;
- 2) количества календарных дней в отчётном периоде;
- 3) коэффициента исполнения сетевой организацией обязанности по оплате потерь, определяемым в соответствии с ДОП на конец отчетного периода.
Допустимое значение показателя ФД1 – 77 календарных дней.
Сетевая организация также вправе по своей инициативе направить коммерческому оператору заявление о невыполнении ГП, ЭСК в отчетном периоде показателя ФД1, содержащее расчет показателя ФД1 с указанием реквизитов подтверждающих такой расчет документов.
Значение показателя ФД2 рассчитывается коммерческим оператором в сроки, предусмотренные ДОП на основании заявления сетевой организации, содержащего расчет ФД2 с указанием реквизитов документов, подтверждающих использованные в таком расчете сведения.
Расчет значения показателя ФД2 коммерческий оператор производит на основании:
- 1) размера взысканной судебной задолженности за последние 24 расчетных периода (месяца);
- 2) размере задолженности ГП, ЭСК перед сетевой организацией за услуги по передаче электрической энергии, в отношении которой предусмотрена отсрочка или рассрочка исполнения;
- 3) среднемесячной стоимости услуг по передаче электрической энергии;
- 4) коэффициента исполнения сетевой организацией обязанности по оплате потерь, определяемым в соответствии с ДОП на конец отчетного периода.
Допустимое значение показателя ФД2- менее 1.
В случае несогласия с представленными сетевой организацией расчетом показателей финансовой дисциплины или документами, подтверждающими этот расчет, ГП, ЭСК могут представить коммерческому оператору возражения к указанному расчету с приложением подтверждающих документов.
В случае непредоставления таких возражений коммерческий оператор оценивает факт выполнения ГП и ЭСК финансовой дисциплины на основании информации, представленной сетевой организацией.
Значения показателей финансовой дисциплины рассчитываются отдельно в отношении обязательств по оплате услуг по передаче электроэнергии перед каждой сетевой организацией.
Мониторинг выполнения субъектами оптового рынка (ГП и ЭСК) показателей финансовой дисциплины, а также определение их значений осуществляет Совет рынка в соответствии с ДОП.
Невыполнение ГП и ЭСК хотя бы одного из показателей финансовой дисциплины, а также повторное непредоставление в Совет рынка документов (информации), необходимых для проведения мониторинга документов и информации является основанием для лишения статуса субъекта оптового рынка.
Скорректированы Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики
Упрощена процедура перехода от планово-предупредительного ремонта (ППР), основанного на рекомендациях производителя оборудования к ремонту по техническому состоянию, основанному на фактическом техническом состоянии оборудования в случае невозможности выполнения запланированного ремонта по причинам ограничения поставок услуг, оборудования и материалов, используемых на объектах электроэнергетики.
Субъекты электроэнергетики должны разрабатывать годовые и месячные графики ремонта:
- в отношении ЛЭП, оборудования и устройств, относящихся к объектам диспетчеризации, а также ЛЭП, оборудования и устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации, вывод в ремонт которых приводит к изменению технологических параметров, отнесенных к объектам диспетчеризации, - на основании сводных годового и месячных графиков ремонта объектов диспетчеризации, утвержденных системным оператором.
Сроки, объемы, виды ремонта и технического обслуживания ЛЭП, оборудования и устройств, указываемые в разрабатываемых субъектом электроэнергетики графиках ремонта, должны определяться в соответствии со сводными годовым и месячными графиками ремонта объектов диспетчеризации, утвержденными системным оператором;
- в отношении ЛЭП, оборудования и устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации, - субъектом электроэнергетики самостоятельно.
При формировании перспективных планов ремонта энергоблоков и установок ТЭС, основного оборудования ГЭС, ремонта ВЛ и ПС (разрабатываются не менее чем за 5 лет) нужно использовать индекс техсостояния (ИТС).
Его прогнозное значение определяются в соответствии с методическими указаниями по оценке вероятности отказа, утв. приказом Минэнерго России от 19.02.2019 № 123.
ИТС основного оборудования ТЭС, ГЭС, ВЛ и ПС для годовых графиков ремонта рассчитываются в соответствии с методикой оценки техсостояния основного технологического оборудования и ЛЭП электрических станций и электрических сетей, утв. приказом Минэнерго России от 26.07.2017 № 676.
Работы по техническому обслуживанию ВЛ напряжением 35 кВ и выше по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики могут выполняться дистанционными методами:
- методом спутникового мониторинга - измерение ширины и состояния просеки;
- методом использования беспилотных летательных аппаратов - верховой осмотр и тепловизионные обследования.
Определены места установки контрольных пломб
ГП и СО для защиты от несанкционированного вмешательства на ПУ, измерительный комплекс, измерительные трансформаторы, систему учета, компоненты интеллектуальной системы учета э.э., на приспособления, препятствующие доступу к ним, расположенные до места установки ПУ, помимо мер, предусмотренных в технических требованиях к средствам измерений вправе установить контрольные пломбы, знаки визуального контроля, индикаторы антимагнитных пломб. Плата за их установку с потребителя не взымается.
Место и способы установки контрольной пломбы, знаков визуального контроля, индикаторов антимагнитных пломб должны быть выбраны таким образом, чтобы исключались риски искажения результатов, выполняемых ПУ измерений.
На ПУ, имеющие встроенные датчики воздействия внешним магнитным полем с индикацией их срабатывания на дисплее, индикаторы антимагнитных пломб не устанавливаются.
Пломбировке подлежат:
- Клеммные крышки приборов учета.
- Клеммники трансформаторов тока.
- Крышки переходных коробок, где имеются цепи к приборам учета.
- Зажимные крышки приборов учета.
- Крышки колодок зажимов приборов учета.
- Решетки и дверцы камер, где установлены трансформаторы тока.
- Решетку или дверцы камер, где установлены предохранители на стороне высокого и низкого напряжения трансформаторов напряжения, к которым присоединены расчетные приборы учета.
- Токовые цепи приборов учета в случаях, когда к трансформаторам тока совместно с прибором учета присоединены электроизмерительные приборы и устройства защиты.
- Испытательные коробки с зажимами для шунтирования вторичных обмоток трансформаторов тока и места соединения цепей напряжения при отключении приборов учета для их замены и поверки.
- Клеммные и контактные соединения коммутационного оборудования напряжением 1000 В, расположенные до места установки прибора учета.
Реквизиты документа: Постановление Правительства Российской Федерации от 29.03.2024 № 395 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации"
Разрешено переносить на 2 года реализацию ВИЭ-проектов на розничном энергорынке
Участники конкурсных отборов, реализующие проекты строительства объектов ВИЭ, на розничных рынках электрической энергии, вправе до 01.07.2024 перенести плановую дату ввода генерирующего объекта в эксплуатацию на срок до 24 месяцев или отказаться от реализации проекта без риска включения в реестр лиц, участие которых в будущих отборах проектов не допускается.
Определен порядок принятия региональными регулирующими органами решений:
- об отмене ранее установленных цен (тарифов) на электроэнергию (мощность) при получении информации об исключении проекта по строительству объекта ВИЭ из реестра генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ – при принятии инвестором решения об отказе от реализации проекта по строительству ВИЭ;
- о пересмотре цен (тарифов) на электроэнергию (мощность) при получении информации об измененной плановой даты ввода объекта ВИЭ в эксплуатацию – при переносе инвестором срока ввода в эксплуатацию объекта ВИЭ на срок до 24 месяцев.
Реестр генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ, утверждается высшим должностным лицом или высшим исполнительным органом субъекта РФ не позднее 31.05.2024.
Скорректированы сроки подключения заявителей к системам теплоснабжения
Согласно Правилам ТП к системам теплоснабжения, в случае отсутствия технической возможности подключения теплоснабжающая или теплосетевая организация направляет лицу, имеющему намерение подключить объект к системе теплоснабжения (заявитель) письмо с предложением выбрать один из следующих вариантов создания технической возможности подключения к системам теплоснабжения:
- заключение договора о подключении с платой, установленной в индивидуальном порядке, без внесения изменений в инвестиционную программу исполнителя (ИПИ) и с последующим внесением в установленном порядке соответствующих изменений в схему теплоснабжения;
Если заявитель выбирает этот вариант, теплоснабжающая или теплосетевая организация (исполнитель) в течение 30 дней с даты поступления от заявителя соответствующего письма обращается в тарифный орган субъекта РФ в сфере теплоснабжения с заявлением об установлении платы за подключение в индивидуальном порядке с приложением необходимых документов и материалов.
- заключение договора о подключении будет осуществлено после внесения необходимых изменений в схему теплоснабжения и (или) ИПИ и (или) смежной организации.
Если заявитель выбрал этот вариант, теплоснабжающая или теплосетевая организация в течение 30 дней с даты поступления от заявителя соответствующего письма обращается в орган, утвердивший схему теплоснабжения, с предложением о включении в нее мероприятий по обеспечению технической возможности подключения к системе теплоснабжения подключаемого объекта с приложением заявки на заключение договора о подключении.
При поступлении комплексной заявки на подключение тепловой нагрузки, определенной в комплексной схеме инженерного обеспечения территории, теплоснабжающая или теплосетевая организация в течение 60 дней с даты поступления такой заявки обращается в тарифный орган субъекта РФ в сфере теплоснабжения с заявлением об установлении платы за подключение в индивидуальном порядке с приложением документов и материалов.
Реквизиты документа: Постановление Правительства Российской Федерации от 06.05.2024 № 591 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 30 ноября 2021 г. № 2115»
С 01.09.2024 устанавливаются дополнительные требования по обеспечению безопасности объектов критической информационной инфраструктуры (КИИ) в сфере электроэнергетики при осуществлении дистанционного управления технологическими режимами работы из диспетчерских центров
Указанные дополнительные требования должны реализовываться дополнительно к выполнению требований, предусмотренных Требованиями по обеспечению безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры Российской Федерации, утвержденными приказом ФСТЭК России от 25 декабря 2017г. № 239.
Документом предусматриваются необходимость выполнения следующих организационных и технических мероприятий по защите объектов КИИ:
- обеспечение защиты трафика команд дистанционного управления между диспетчерским центром и объектами электроэнергетики, в том числе с использованием средств криптографической защиты информации;
- организацию взаимодействия технологических сетей связи, используемых для дистанционного управления, с внешними выделенными сетями связи через межсетевой экран;
- требования поддержки безопасности программного обеспечения и программно-аппаратных средств, используемых для реализации дистанционного управления;
- требования к наличию и согласованию схем организации каналов связи, используемых для дистанционного управления.
Дополнительные требования устанавливаются при осуществлении из диспетчерских центров системного оператора, в том числе следующих видов дистанционного управления:
- дистанционного управления выключателями, разъединителями, заземляющими разъединителями, технологическим режимом работы электросетевого оборудования и устройствами РЗА на объектах электроэнергетики;
- дистанционного ввода в действие графиков временного отключения потребления (далее - ГВО) путем автоматизированной передачи команд на введение таких графиков из диспетчерских центров в центры управления сетями сетевых организаций.
Выполнение требований является обязательным, в том числе для системного оператора, потребителей электрической энергии, сетевых организаций, проектных организаций и иных лиц, осуществляющих разработку технических решений по организации дистанционного управления или являющихся заказчиками при выполнении таких работ.
С 01.07.2024 затраты на развитие существующих сетей будут включаться в состав платы за ТП
1. Изменены правила выбора сетевой организации:
- в случае отсутствия технической возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств мощностью более 150 кВт у ближайшей сетевой организации заявка на ТП может быть подана в любую сетевую организацию, у которой такая возможность имеется;
- если в целях ТП разрабатывались СВЭ (СВМ), заявка подается в сетевую организацию, определенную в соответствии с рекомендуемым вариантом прилагаемой к заявке СВЭ (СВМ).
2. С 01.07.2024 затраты сетевой организации на развитие существующих сетей будут включаться в состав платы за ТП для заявителей более 150 кВт.
- При заключении договора по индивидуальному проекту, стороны определяют предварительную плату за ТП исходя из предварительных ТУ, окончательный размер платы будет определен дополнительным соглашением к договору ТП после проектирования и утверждения платы регулирующим органом. Заявитель должен будет оплатить аванс в размере не более 10% от ориентировочной стоимости мероприятий, подлежащих выполнению сетевой организацией. Заявление на установление платы направляется в регулирующий орган не позднее 180 дней (360 дней – если срок ТП более 1 года) с даты получения заявки.
Аванс можно не платить в случае, если заявитель с согласия сетевой организации разработает проектную документация в рамках выполнения мероприятий по ТП и передаст ее сетевой организации.
В случае отказа заявителя от заключения дополнительного соглашения, заявитель обязан компенсировать сетевой организации произведенные расходы на проектирование. В случае заключения дополнительного соглашения предусматривается рассрочка внесения платы (30% - 10 дней с даты заключения доп. соглашения, 60% - 60 дней с даты заключения доп. соглашения, 10% - 10 дней после подписания АТП);
-
В состав платы за ТП (за исключением присоединения объектов по производству электроэнергии) включается инвестиционная составляющая в объеме:
– реконструкции объектов сетевой организации, в которую подана заявка на ТП;
– реконструкции объектов ЕНЭС, если ТСО, в которую подана заявка на ТП, и заявитель являются аффилированными лицами. Если ТСО, в которую подана заявка, и заявитель не являются аффилированными лицами, то реконструкция ЕНЭС не включается в плату за ТП. - Реконструкция объектов смежной сетевой организации не включается в плату за ТП для заявителя, оплачивается сетевой организацией, подавшей заявку на ТП в смежную сетевую организацию, Указанные затраты сетевой организации учитывается в тарифе на передачу электрической энергии.
- При присоединении объектов по производству электроэнергии в состав платы включаются все расходы, всех сетевых организаций.
3. Предусматривается типовая форма договора ТП ЭПУ до 5 МВт (аналогично для заявителей до 670 кВт);
4. Предусматривается рассрочка внесения платы для заявителей до 5 МВт (аналогично для заявителей до 670 кВт);
5. СО согласовывает ТУ от 150 кВт, если ТУ предусматривают строительство (реконструкцию) объектов 110 кВ, за исключением «последней мили»;
6. Исключается возможность обращения в Ростехнадзор за проверкой обоснованности отсутствия технической возможности технологического присоединения.
7. Скорректирован перечень документов, которые нужно предоставлять для проверки выполнения ТУ.
Установлен порядок взаимодействия субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии по вопросам координации уровней токов короткого замыкания (ТКЗ)
Потребители электрической энергии обязаны обеспечить соответствие, принадлежащих им объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, энергопринимающих устройств уровням ТКЗ.
Приказ предусматривает порядок обмена информацией между владельцами объектов электроэнергетики, а также между владельцами таких объектов и системным оператором для осуществления расчетов ТКЗ, порядок проведения проверок соответствия оборудования объектов электроэнергетики уровням ТКЗ.
При несоответствии оборудования объектов электроэнергетики уровням ТКЗ владелец объекта должен обеспечить разработку, согласование и реализацию мероприятий по ограничению ТКЗ и (или) замене оборудования.
Госдума в первом чтении приняла закон о системообразующих территориальных сетевых организациях (СТСО)
В каждом субъекте РФ будет создана СТСО.
Статус СТСО будет присваиваться крупнейшей ТСО в регионе, на основании утверждаемых Правительством РФ критериев. Оценку соответствия критериям будет проводить региональный орган тарифного регулирования, а утверждать СТСО – высшее должностное лицо региона. Уже сейчас очевидно, что в большинстве регионов статус СТСО будут получать дочерние и зависимые общества ПАО «Россети», а там, где «Россетей» нет - другие крупные ТСО с государственным участием.
СТСО будут выполнять следующие функции:
-
заключать договоры оказания услуг по передаче электрической энергии со всеми потребителями региона, независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены, за исключением:
1) потребителей, обслуживаемых ТСО на территориях, технологически не связанных с ЕЭС, и в технологически изолированных территориальных энергетических системах;
2) потребителей, обслуживаемых организацией по управлению ЕНЭС (ПАО «Россети»).
С ПАО «Россети» смогут заключать договоры оказания услуг, следующие потребители:
- энергопринимающие устройства которых непосредственно присоединены к ЕНЭС;
- энергопринимающие устройства которых опосредовано присоединены к ЕНЭС через объекты электросетевого хозяйства по передаче электрической энергии до 31.12.2023;
- энергопринимающие устройства которых напряжением 110 кВ опосредованно присоединены к ЕНЭС через объекты по производству электроэнергии до 31.12.2023.
То есть, на законодательном уровне во всех регионах закрепляется тарифная модель «котел-сверху». - эксплуатировать бесхозяйные объекты электросетевого хозяйства;
- «подхватывать» потребителей утратившей статус ТСО, а также эксплуатировать принадлежавшие ей объекты электросетевого хозяйства;
- устранять масштабные аварии на сетях прочих ТСО по решению регионального штаба по надежности.
Выполнение СТСО функционала по устранению аварий и «подхвату» сетей организаций, утративших статус ТСО, будет осуществляться на основании заключаемых СТСО с каждой ТСО в регионе договоров, порядок заключения и типовая форма которых будут установлены Правительством РФ.
Реквизиты документа: Проект Федерального закона «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» и отдельные законодательные акты Российской Федерации»
ID проекта: 02/04/04-22/00127041 (Законопроект № 594962-8).