Стратегия участия генерирующей компании в конкурентном отборе мощности

Юлия Ортикова

Стратегия участия генерирующей компании в конкурентном отборе мощности

Научная работа посвящена актуальным вопросам повышения экономической эффективности функционирования генерирующих объектов на оптовом рынке энергии и мощности. В работе описана процедура проведения конкурентного отбора мощности (КОМ), определен основный подход при разработке стратегии, выведен алгоритм экономической оценки отказов от участия в КОМ, проведена оценка экономической эффективности разработанной стратегии. В результате выполненных задач разработана стратегия участия генерирующей компании в КОМ, представляющая собой расчетный комплекс, позволяющий максимизировать прогнозируемый экономический эффект от продажи мощности по итогам отбора. Оптимальная стратегия может быть использована для любой компании, участвующей в КОМ. Так, генерирующая компания, функционирующая на территории Санкт-Петербурга, следуя этой стратегии, сможет повысить эффективность работы на рынке мощности и, как результат, обеспечить надежное и качественное энергоснабжения потребителей города.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»)

ID: 60d1b2b3e4dde50001565ffe

UUID: 62544930-b56d-0139-33bc-0242ac180005

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 9

-25.82

Юлия Ортикова

Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»)

Комментировать 0

Рецензировать 1

Скачать - 869,1 КБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого Институт промышленного менеджмента, экономики и торговли Высшая инженерно-экономическая школа Работа допущена к защите Директор Высшей инженерно-экономической школы ________________ Д.Г. Родионов «____» ____________ 20____ г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА РАБОТА БАКАЛАВРА СТРАТЕГИЯ УЧАСТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ В КОНКУРЕНТНОМ ОТБОРЕ МОЩНОСТИ по направлению подготовки 38.03.01 Экономика (код и наименование направления подготовки) направленность (профиль) 38.03.01_14 Экономика энергетики (код и наименование направленности (профиля) образовательной программы) Выполнил студент гр. 3733801/71401 Ю. В. Ортикова Научный руководитель доцент ВИЭШ к.э.н, доцент О. В. Новикова Консультант по нормоконтролю Т.М. Бугаева Санкт-Петербург 2021

Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University Institute of Industrial Management, Economics and Trade Graduate School of industrial economics The work is admitted to defend Head of the Graduate School of industrial economics __________________ D.G. Rodionov «____» ____________ 2021 GRADUATE QUALIFICATION PAPER BACHELOR'S THESIS THE STRATEGY OF PARTICIPATION OF THE GENERATING COMPANY IN THE COMPETITIVE SELECTION OF CAPACITY Field of study 38.03.01 Economics (code and name) Educational program 38.03.01_14 Energy economics (code and name) Сompleted by student gr. 3733801/71401 Y. V. Ortikova Scientific Supervisor Associate Professor at the GSIE, Cand. Sc. (Economics), Associate Prof. O. V. Novikova Consultant for standards compliance T.M. Bugaeva St. Petersburg 2021

ПЕТЕРБУРГСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ПЕТРА ВЕЛИКОГО Институт промышленного менеджмента, экономики и торговли Высшая инженерно-экономическая школа УТВЕРЖДАЮ Директор ВИЭШ, д.э.н., профессор « Д.Г. Родионов 2021 г. » ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы студенту Ортиковой Юлии Владимировне гр. № 3733801/71401 1. Тема работы: Стратегия участия генерирующей компании в конкурентном отборе мощности 2. Срок сдачи студентом законченной работы: « 31 » мая 2021 г. 3. Исходные данные по работе: Законодательные, методические, инструктивные материалы по теме. Материалы производственной практики. Монографии, учебники, справочники по теме. Статьи и другие периодические издания. Материалы INTERNET – публикаций. 4. Содержание работы (перечень подлежащих разработке вопросов): 1. Рынок мощности в России. 2. Порядок проведения конкурентного отбора мощности. 3. Разработка стратегии участия генерирующей компании в конкурентном отборе мощности. 5. Перечень графического материала (с указанием обязательных чертежей): 1. Таблицы и графики, иллюстрирующие технико-экономические показатели электростанций. 2. экономические результаты реализации мощности на ОРЭМ. 6. Консультанты по работе: 7. Дата выдачи задания «1» марта 2021 г. Руководитель ВКР ______________ подпись (Новикова О.В.) расшифровка Задание принял к исполнению «1» марта 2021 г. Студент ______________ подпись (Ортикова Ю.В.) расшифровка

РЕФЕРАТ На 71 с., 10 рисунков, 5 таблиц, 2 приложения. КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: КОНКУРЕНТНЫЙ ОТБОР МОЩНОСТИ, СТРАТЕГИЯ УЧАСТИЯ, МАКСИМИЗАЦИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА, ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ, РЫНОК МОЩНОСТИ Тема выпускной квалификационной работы: «Стратегия участия генерирующей компании в конкурентном отборе мощности». Объектом исследования является процедура участия генерирующей компании в КОМ. Цель дипломной работы состоит в разработке стратегии для максимизации экономического эффекта от участия генерирующей компании в КОМ. В работе описано развитие электроэнергетической отрасли России, представлены итоги проведенной реформы отрасли. Обоснована необходимость создания рынка мощности в России как способа повышения надежности электроснабжения потребителей и инвестиционной привлекательности электроэнергетической отрасли. Проанализировано нормативно-правовое регулирование рынка мощности в России. Описаны механизмы торговли мощностью на ОРЭМ. Приведена характеристика актуальной модели КОМ: требования, которые предъявляются к участникам КОМ, основные параметры, необходимые для проведения КОМ и информация, являющаяся результатом проведения КОМ. Представлена математическая модель, лежащая в основе КОМ. В результате проведенных исследований разработана стратегия участия генерирующей компании в КОМ. Стратегия состоит в максимизации величины прогнозной выручки компании с учетом эластичного спроса на мощность и особенностей работы генерирующих объектов в течение года. Проведена оценка эффективности составленной стратегии.

ABSTRACT 71 pages, 10 figures, 5 tables, 2 appendices KEY WORDS: COMPETITIVE SELECTION OF CAPACITY, STRATEGY OF PARTICIPATION, MAXIMIZING THE ECONOMIC IMPACT, GENERATING COMPANY, CAPACITY MARKET The subject of the graduate qualification work is «The strategy of participation of the generating company in the competitive selection of capacity». The object of the study is the procedure of participation of the generating company in the competitive selection of capacity. The purpose of the thesis is to develop a strategy to maximize the economic impact of the participation of the generating company in the competitive selection of capacity. The paper describes the development of the electric power industry in Russia, presents the results of the reform of the industry. The necessity of creating a capacity market in Russia as a way to increase the reliability of power supply to consumers and the investment attractiveness of the electric power industry is justified. The regulatory and legal regulation of the power market in Russia is analyzed. The mechanisms of power trading in the wholesale market of electric energy and capacity are described. The characteristic of the current model of competitive power takeoff is given: the requirements that are imposed on the participants of the competitive selection of capacity, the main parameters necessary for the selection and the information that is the result of the competitive selection of capacity. The mathematical model underlying the selection is presented. As a result of the conducted research, a strategy for the participation of the generating company in the competitive selection of capacity was developed. The strategy is to maximize the value of the company's forecast revenue, taking into account the elastic demand for capacity and the peculiarities of the operation of generating facilities during the year. The effectiveness of the strategy was evaluated.

СОДЕРЖАНИЕ СОКРАЩЕНИЯ .......................................................................................... 8 ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................. 9 1. РЫНОК МОЩНОСТИ В РОССИИ .................................................... 11 1.1. Необходимость создания рынка мощности .................................... 11 1.2. Анализ нормативного и правового регулирования рынка мощности в России ................................................................................... 17 1.3. Механизмы торговли мощностью ................................................... 19 2. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОМ ........................................................ 23 2.1. Развитие КОМ ................................................................................... 23 2.2. Определение основных параметров для КОМ ............................... 28 2.3. Математическая модель КОМ ......................................................... 33 3. РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ УЧАСТИЯ В КОМ ............................. 37 3.1. Основные подходы при разработке стратегии ............................... 37 3.2. Алгоритм экономической оценки отказов от участия в КОМ ...... 40 3.3. Оценка экономической эффективности полученной стратегии ... 43 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................... 53 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ................................ 55 ПРИЛОЖЕНИЕ А ..................................................................................... 58 ПРИЛОЖЕНИЕ Б ..................................................................................... 65 7

СОКРАЩЕНИЯ ВР ВИЭ ГЕМ ГТП ГЭС ДПМ ДКП ЕЭС ЗСП КОМ КОММод НП ОРЭМ РД СН ТЭС ТЭЦ ФАС ЦФР – вынужденный режим – возобновляемые источники энергии – генерирующая единица мощности – группа точек поставки – гидроэлектростанция – договор поставки мощности – договор купли-продажи – единая энергетическая система – зона свободного перетока – конкурентный отбор мощности – конкурентный отбор проектов модернизации – недопоставка мощности – оптовый рынок электроэнергии и мощности – регулируемые договоры – собственные нужды – тепловая электростанция – теплоэлектроцентраль – Федеральная антимонопольная служба – центр финансовых расчетов 8

ВВЕДЕНИЕ Сегодня процедура конкурентного отбора мощности (далее КОМ) – это основа рынка мощности. При проведении КОМ учитываются все сектора рынка: вынужденный режим (далее – ВР), договоры о поставке мощности (далее – ДПМ), частично договоры о поставке мощности возобновляемых источников энергии (далее – ДПМ ВИЭ), регулируемые договоры (далее – РГ), договоры купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов (далее – КОММод). После подведения итогов КОМ все участники оптового рынка (продавцы, потребители, инфраструктурные организации, государство) понимают, что их ждет в ближайшие 6 лет, а именно, какие будут цены, объемы спроса и предложения, ожидаемая выручка, нагрузка на рынок. Актуальность работы связана с тем, что именно по итогам КОМ отбирается мощность, которая будет оплачиваться на оптовом рынке. В связи с этим для каждой генерирующей компании участие в конкурентном отборе мощности является неотъемлемым ежегодным событием, позволяющим получить плату за генерирующее оборудование. При подготовке к КОМ компании необходимо рассчитать экономическую эффективность станций, определить технические и технологические ограничения работы своего оборудования и разработать стратегию участия в КОМ, позволяющую максимизировать прогнозируемый экономический эффект от продажи мощности по итогам отбора. В данной работе будет рассмотрено, как механизм проведения КОМ стимулирует и подталкивает генерирующие компании к оптимизации своей долгосрочной стратегии на Оптовом рынке электроэнергии и мощности (далее – ОРЭМ). Объектом исследования является процедура участия генерирующей компании в КОМ. Цель дипломной работы состоит в разработке стратегии максимизации экономического эффекта от участия генерирующей компании в КОМ. Для достижения данной цели необходимо решить следующие задачи: − привести характеристику рынка мощности в России; − проанализировать нормативное и правовое регулирование рынка мощности; − описать развитие КОМ; − определить основные параметры для КОМ; − проанализировать математическую модель проведения 9

КОМ; − определить основные подходы при разработке стратегии; − разработать алгоритм экономической оценки отказов от участия в КОМ; − провести оценку экономической эффективности разработанной стратегии. Практическая значимость работы состоит в том, что разработанная оптимальная стратегия, которая подразумевает расчетный комплекс, позволяющий максимизировать прогнозируемый экономический эффект от продажи мощности по итогам отбора, может быть использован для любой компании, участвующей в КОМ. 10

1. РЫНОК МОЩНОСТИ В РОССИИ Возраст оборудования, лет 35 80 70 60 50 40 30 20 10 0 30 25 20 15 10 5 0 Степень износа, % 1.1. Необходимость создания рынка мощности Действующий в настоящее время оптовый рынок электроэнергии и мощности был создан в 2011 году. Однако, постепенный переход к нему начался еще в 2003 году с либерализации электроэнергии и реструктуризации АО «ЕЭС России». В результате реформы электроэнергетической отрасли была ликвидирована национальная вертикально-интегрированная монополия и разделены её активы по видам деятельности – производство электроэнергии, передача и распределение, сбыт, диспетчеризация. При этом потенциально конкурентные виды деятельности (генерация, сбыт) были проданы частным инвесторам, а монопольные виды деятельности (передача, диспетчеризация) остались под государственным контролем. Реформирование электроэнергетики, создание оптового рынка, в рамках которого осуществляется продажа (покупка) двух различных товаров – электроэнергии и мощности, обусловлены существующими в 1990-е годы в России факторами. Во-первых, ввиду низкого уровня инвестирования производственные мощности в стране обновлялись заметно медленнее, чем росло электропотребление, уровень износа оборудования с каждым годом повышался. Без принятия мер по стимулированию инвестиций в обновление генерирующего оборудования к 2005 году износ основных фондов составил бы 67%. На рисунке 1 представлена динамика возраста и степени износа генерирующего оборудования России с 2000 года по 2010 год. [1]. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Возраст оборудования, лет Степень износа, % Рисунок 1 – Возраст и степень износа генерирующего оборудования России 11

Во-вторых, существовала проблема обеспечения надежности поставки электроэнергии. В отдельных регионах страны происходили перебои электроснабжения, возрастала вероятность крупных аварий и наступления дефицита энергии. При этом полностью отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению. Доступ на рынок электроэнергетики был закрыт для новых компаний, отсутствовали рыночные механизмы функционирования рынка. [2] Таким образом, для Российской энергетики была необходима реформа, позволяющая решить перечисленные выше проблемы путем создания свободного и эффективного рынка. В настоящее время в России в качестве базовых характеристик рынка электроэнергии приняты двухуровневое устройство рынка (оптовый и розничные рынки) и раздельное обращение электроэнергии и мощности (рынок двух товаров). На розничном рынке продавцами являются гарантирующие поставщики и сбытовые компании, компании малой генерации с установленной мощностью менее 25 МВт. К покупателям относятся население и приравненные к нему категории потребителей и небольшие предприятия. Субъекты оптового рынка – юридические лица, которые получили право участвовать в отношениях по поводу покупки и продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке. В состав субъектов оптового рынка входят: − генерирующие компании, являющиеся поставщиками и производителями электрической энергии; − энергосбытовые организации, крупные потребители электрической энергии, гарантирующие поставщики, являющиеся покупателями электрической энергии; − инфраструктурные организации, которые обеспечивают функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка (совет рынка, коммерческий оператор); − организации, которые обеспечивают функционирование технологической инфраструктуры оптового рынка (организация по управлению единой национальной электрической сетью, Системный оператор). ОРЭМ – рынок обращения двух особых товаров электрической энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и 12

покупателей электрической энергии и мощности, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка. В частности, внедрение долгосрочного рынка мощности направлено на достижение следующих целей: − обеспечение надежности поставки электроэнергии путем предотвращения дефицита электроэнергии в энергосистеме; − создание механизмов для минимизации совокупной стоимости электрической энергии; − повышение инвестиционной привлекательности энергетической отрасли и привлечение средств в обновление и модернизацию мощностей. Мощность является особым товаром, продажа которого влечет у субъекта ОРЭМ обязательства по поддержанию генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии установленного качества. Для потребителя покупка мощности гарантирует возможность приобретения необходимого объема электроэнергии. Наряду с электрической энергией торговля мощностью осуществляется на ОРЭМ. [3] Существование платы за мощность позволяет частично компенсировать поставщику постоянные затраты на производство электрической энергии. Платежи, получаемые с рынка мощности, не должны полностью покрывать постоянные затраты поставщика, поскольку он компенсирует часть своих постоянных затрат в рынке электроэнергии. Взаимосвязь двух рынков – электрической энергии и мощности позволяет оптимизировать совокупные (топливные и постоянные) затраты поставщика. Цена одного кВт·ч электрической энергии на оптовом рынке (далее - одноставочная цена) складывается из двух составляющих: цены на электроэнергию (примерно 60% от одноставочной цены) и цены на мощность (примерно 40% от одноставочной цены). Единая энергетическая система России (далее – ЕЭС России) – это совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, расположенных на территории Российской Федерации, которые связаны единым процессом производства и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления. В ЕЭС России входят 71 региональных энергетических систем, которые образуют 7 объединенных энергосистем: ЕЭС Северо-Запада, ЕЭС Востока, ЕЭС Сибири, ЕЭС Урала, ЕЭС Юга, ЕЭС Центра, ЕЭС Средней Волги. Все перечисленные энергосистемы соединены межсистемными 13

высоковольтными линиями передачи электрической энергии и работают в синхронном режиме. Проанализируем структуру установленной мощности ЕЭС России по данным на 01.01.2020 (рисунок 2). 0,63% 12,3% ТЭС ГЭС 20,2% 66,8% АЭС ВИЭ Рисунок 2 – Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России по типам генерации Наибольшую долю (больше половины) в структуре установленной мощности составляют тепловые электростанции (далее – ТЭС). Наименьшая доля принадлежит возобновляемым источникам энергии. [4] ОРЭМ в России функционирует на территориях ценовых, неценовых зон. Первая ценовая зона включает территории: Европейскую часть России и Урала, вторая ценовая зона – территорию Сибири. Неценовая зона включает Архангельскую и Калининградскую области, Республику Коми, некоторые регионы Дальнего Востока. Изолированными энергетическими районами являются Камчатский край, Сахалинская область, Магаданская область, Чукотский АО. На этих территориях конкуренция между поставщиками невозможна, поэтому реализация электроэнергии осуществляется по регулируемым тарифам. Структуры установленной мощности первой и второй ценовых зон по видам топлива на 2020 год представлены на рисунках 3 и 4 соответственно. 14

1% Газ 8% Ядерное 12% 18% 61% Гидро Уголь ВИЭ Рисунок 3 – Структура установленной мощности электростанций в первой ценовой зоне по видам топлива 2% Гидро 47% 51% Уголь Газ Рисунок 4 – Структура установленной мощности электростанций во второй ценовой зоне по видам топлива Сопоставляя приведенные графики, можно сделать вывод о существенных различиях в используемом виде топлива: в первой зоне 61% установленной мощности приходится на газ, во второй ценовой зоне – на гидро и уголь, а использование газа наименее распространено. В результате проведенной реформы электроэнергетической отрасли за период 2001-2011, а именно выделения рынка мощности, удалось уже достичь следующих положительных изменений: − повысилась надежность энергосистемы (сократилось количество аварий электростанциях (за период 2011-2020 на 19%) и на сетях напряжением от 110 кВ (за период 2011-2020 на 26%); − механизмы, действующие на рынке мощности, сыграли определяющую роль в привлечении инвестиций на обновление и модернизацию основных фондов: во время реализации программы по обновлению основного генерирующего оборудования России на 15

тепловых электростанциях и гидроэлектростанциях по договорам о поставке мощности в период 2011-2020 годы были привлечены инвестиции в объеме 1,3 трлн рублей; [5] − благодаря реализации программ обновления мощностей средний возраст генерирующего оборудования страны снизился (на 2018 год средний возраст генерирующего оборудования составил 34 года, без мероприятий по обновлению составлял бы более 40 лет). [6] В целом критика рынка мощности связана с излишней зарегулированностью, из-за которой действующий оптовый рынок нельзя назвать в полной мере конкурентным. [7] Примерами регулируемых секторов рынка являются регулируемые договоры, по которым тарифы и объемы поставок устанавливает государство, и работа электростанций в статусе «вынужденной генерации». Такие генерирующие объекты не могут быть отобранными по результатам конкурентного отбора мощности, который определяет рыночные цены на мощность электростанций, по причине высокой стоимости. При этом данные объекты не могут быть выведены из эксплуатации, так как без них невозможна работа отдельных участков энергосистемы или они необходимы для обеспечения теплоснабжения населенных пунктов. Вынужденная генерация оплачивается по регулируемым тарифам. Таким образом, создание рынка мощности способствовало развитию электроэнергетической отрасли в России, решению ряда проблем, связанных с обеспечением надежности электроснабжения. [8] Но несмотря на это необходимо продолжать стремиться к воплощению рыночной модели рынка, создавая новые механизмы, позволяющие поддерживать конкуренцию с целью формирования объективной цены на электроэнергию. Опыт внедрения рынка мощности в США Компания PJM Interconnection (далее – PJM) является региональным системным оператором и отвечает за функционирование оптового рынка электроэнергии, мощности и системных услуг на части или всей территории 13 штатов США и округа Колумбии. PJM была создана в 1927 г. как первый в США пул электроэнергии путем объединения трех вертикально-интегрированных электроэнергетических компаний, к которым позднее присоединились и другие предприятия. Модель рынка мощности PJM построена на следующем предположении: суммарные платежи за поставку мощности, электроэнергии и системных услуг в долгосрочной перспективе, во-первых, должны обеспечить генерирующим компаниям доход в размере, позволяющим покрыть постоянные и переменные затраты, которые непосредственно связаны с 16

производством электрической энергии, во-вторых, способствовать поддержанию надежного функционирования генерирующих объектов в энергетической системе. В США описанная модель рынка мощности функционирует с 2007 года. В основе рынка лежит аукцион по отбору мощности на 4 года вперед и в случае надобности проведение корректировочных отборов. Генераторы подают ценовые заявки для участия в отборе. Для действующих генерирующих объектов участие в отборе является обязательным, для планируемых к строительству мощностей – участие носит добровольный характер. Опыт внедрения рынка мощности в Великобритании На момент начала реформы электроэнергетика Великобритании являлась монопольной государственной структурой, где Министерство энергетики устанавливало тарифы на электроэнергию. Законом об энергетике 2013 года инициирована реформа электроэнергетического рынка, в рамках которой был создан рынок мощности. Целью создания рынка мощности в Великобритании является обеспечение достаточного объема мощности для удовлетворения требования надёжности, установленного правительством. В рамках данного механизма генерирующие компании получают стабильные ежемесячные платежи за свою готовности вырабатывать электроэнергию, когда это необходимо. Роль National Grid заключается в произведении оценки того, какой объём мощности необходим для удовлетворения требования надёжности. Правительство затем использует эту информацию с тем, чтобы определить, какой объем мощности необходимо закупить, и поручает National Grid провести аукцион мощности, а также контролировать выполнение заключенных контрактов на предоставление мощности. Первый аукцион мощности был проведен зимой 2014 на 2018-2019 года поставки. [9] 1.2. Анализ нормативного и правового регулирования рынка мощности в России Главным документом в электроэнергетической отрасли является Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 №35-ФЗ. В нем устанавливаются правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики, определяются полномочия органов государственной власти на регулирование этих отношений, основные права и обязанности субъектов электроэнергетики при осуществлении деятельности в сфере электроэнергетики (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и потребителей электрической энергии. [10] 17

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 №1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" определяет основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике; правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике; основные принципы и методы регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике. [11] Правовые основы функционирования ОРЭМ, включая регулирование отношений, связанных с оборотом электрической энергии и мощности на оптовом рынке, способы торговли электрической энергией и мощностью устанавливает Постановление Правительства РФ "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" от 27.12.2010 №1172 (далее - ПП РФ №1172). [12] В дальнейшем речь пойдет о конкурентном отборе мощности, поэтому стоит ввести следующий документ – «Регламент проведения конкурентных отборов мощности» от 30.09.2010 (Приложение № 19.3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). «Регламент проведения конкурентных отборов мощности» разработан в соответствии ПП РФ №1172 и устанавливает: − порядок подготовки и проведения Системным оператором при участии коммерческого оператора оптового рынка конкурентных отборов мощности; − требования к субъектам оптового рынка, заявляющим намерение принимать участие в КОМ; − порядок публикации результатов КОМ; − порядок взаимодействия Системного оператора, Коммерческого оператора, Совета рынка и субъектов оптового рынка при подготовке, проведении и объявлении результатов КОМ. [13] Также важным документом является «Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии» от 14.07.2006 (Приложение № 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Данный документ регулирует отношения между Советом рынка, Коммерческим оператором, Центром финансовых расчетов (далее – ЦФР), участниками оптового рынка, организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и Системным оператором, которые связаны: − с определением финансовых обязательств/требований по 18

договорам, заключенным на оптовом рынке электрической энергии и мощности; − с порядком взаимодействия между Советом рынка, Коммерческим оператором, ЦФР, участниками оптового рынка, Единой национальной сетью и Системным оператором при проведении расчетов и предоставления информации по расчетам; − с порядком проведения платежей. [14] Ассоциация «НП Совет рынка» контролирует процесс соблюдения регламентов ОРЭМ субъектами оптового рынка. В «Регламенте контроля за соблюдением участниками оптового рынка правил оптового рынка и договора о присоединении к торговой системе оптового рынка» от 29.10.2010 (Приложение № 23 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) определяется порядок осуществления Советом рынка контроля за соблюдением участниками оптового рынка Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка и Положения о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. [15] 1.3. Механизмы торговли мощностью В соответствии с ПП РФ №1172 на оптовом рынке торговля мощностью осуществляется по регулируемым ценам и свободным ценам. К механизмам торговли мощностью с помощью регулируемых цен относятся: 1) торговля мощностью по регулируемым ценам (тарифам) на основании договоров купли-продажи (поставки) мощности (РД). По регулируемым ценам (тарифам), установленным органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, осуществляется поставка мощности населению и приравненным к нему категориям потребителей. Регулируемые цены (тарифы) на мощность для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей устанавливаются исходя из объемов мощности, которые учтены в прогнозном балансе, и индикативных цен на мощность, утверждаемых Федеральной антимонопольной службой. Прогнозные объемы поставки мощности в ценовых зонах оптового рынка по регулируемым ценам (тарифам) не могут превышать 35 процентов суммарного прогнозного объема поставки мощности на оптовый рынок, определяемого для соответствующего производителя в 19

процессе формировании прогнозного баланса. Сводный прогнозный баланс мощности составляется ежегодно федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий с участием Системного оператора и коммерческого оператора. 2) торговля мощностью по договорам купли-продажи (поставки) мощности, поставляемой в вынужденном режиме (ВР). Мощность таких объектов необходима для обеспечения параметров работы ЕЭС России, установленных техническими регламентами, систем жизнеобеспечения, режимов водопользования. К механизмам торговли мощностью с помощью свободных цен относятся: 1) торговля мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам по результатам конкурентного отбора мощности; В результате КОМ определяется, какая мощность будет оплачиваться на оптовом рынке. Данный механизм будет подробно рассмотрен в разделе №2. 2) торговля мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам на основании договоров купли-продажи мощности; Сторонами в данных договорах являются генераторы и потребитель. Цены договорные, устанавливаются по соглашению сторон. 3) торговля мощностью по договорам купли-продажи (далее – ДКП) и договорам (поставки) мощности (ДПМ): Договоры о предоставлении мощности заключаются в отношении генерирующих объектов, перечень которых определяется Правительством Российской Федерации и наличие которых в составе ЕЭС России необходимо в целях надежного и бесперебойного снабжения потребителей электрической энергией исходя из их месторасположения, технических характеристик. В декабре 2010 года была запущена первая программа ДПМ, направленная на строительство новых мощностей. В течение 10 лет после ввода в эксплуатацию объекты ДПМ будут получать плату за мощность по повышенным тарифам, гарантирующую возврат капитальных и эксплуатационных затрат и установленный уровень доходности. 4) торговля мощностью по договорам о предоставлении мощности генерирующих объектов, которые функционируют на основе использования возобновляемых источников (ДПМ ВИЭ). 5) торговля мощностью по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов (КОММод) 20

Мощность таких объектов поставляется по договорам куплипродажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденных Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций. 6) торговля мощностью по договорам купли-продажи (поставки) мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов Договоры заключаются поставщиками в отношении мощности генерирующих объектов в случае, когда объем мощности, отобранной по результатам КОМ в какой-либо зоне свободного перетока, не обеспечивает удовлетворение спроса на мощность; 7) торговля мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам в целях обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных государств в порядке, установленном настоящими Правилами; 8) торговля мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам в целях компенсации потерь в электрических сетях. На рисунке 5 представлена структура продажи мощности по типам договоров за 2020 год. 2% ВР 12% РД 58% ДПМ 28% КОМ Рисунок 5 – Структура продажи мощности по типам договоров за 2020 год Объекты ДПМ постепенно завершают свою поставку и переходят в сектор КОМ. Это значит, что с каждым годом доля сектора ДПМ будет постепенно сокращаться, а доля КОМ – увеличиваться. В 2028 году поставку по ДПМ завершит последний объект. К этому времени на рынке мощности появится новый сектор – КОММод, планируемый к запуску в 2022 году, и внутри сектора ДПМ увеличится доля ДПМ-ВИЭ. Таким образом, в рамках раздела, посвященного характеристике рынка мощности в России, выполнены следующие 21

задачи: во-первых, обоснована необходимость существования рынка мощности в России как способа повышения надежности электроснабжения потребителей, инвестиционной привлекательности электроэнергетической отрасли. Во-вторых, проанализировано нормативно-правовое регулирование рынка мощности в России. Существует обширная нормативно-правовая база: такие документы, как федеральные законы и постановления правительства определяют общие положения функционирования рынка мощности, а регламенты, являющиеся приложениями к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, освещают более частные вопросы, в том числе касающиеся деталей проведения КОМ и финансовых расчетов на оптовом рынке. В-третьих, представлены механизмы торговли мощностью на ОРЭМ. 22

2. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОМ 2.1. Развитие КОМ КОМ лежит в основе рынка мощности. По результатам данного отбора определяется мощность, которая будет оплачиваться на оптовом рынке. Конкурентный отбор мощности на 2011-2015 годы В изначальной редакции ПП РФ №1172 было предусмотрено, что конкурентный отбор мощности на 2011 год проводится до 1 октября 2010 года, на 2012 год – до 1 октября 2011 года, а до 1 июня 2011 года проводятся конкурентные отборы мощности на 2013-2016 годы. С 2012 года предполагалось проводить долгосрочные конкурентные отборы мощности с периодом поставки через 4 года. Однако, в ПП РФ №1172 вносились изменения, которые переносили дату проведения долгосрочных конкурентных отборов мощности. Фактически до 2015 года конкурентные отборы мощности проводились на год вперед. Для целей проведения КОМ территории ценовых зон были разделены на зоны свободного перетока. Зоны свободного перетока – это части ЕЭС России, в пределах которых электрическая энергия и мощность, производимые или планируемые для поставок на генерирующем оборудовании с определенными техническими характеристикам, могут быть замещены электрической энергией и мощностью, производимыми и планируемыми для поставок с использованием другого генерирующего оборудования с аналогичными техническими характеристиками в той же зоне свободного перетока. Иными словами, зоны свободного перетока – территории, на которых отсутствуют существенные системные ограничения и перетоки между которыми ограничены. Системный оператор осуществляет деление на зоны свободного перетока с учетом существующих системных ограничений, планов развития сетей до года, на который проводится КОМ, и соответствующих изменений пропускной способности линий. Изначально, в 2010 году были определены на оптовом рынке 29 зон свободного перетока: 22 зоны на территории первой ценовой зоны и 7 зон – на территории Сибири. Сейчас существуют 20 зон свободного перетока: в первой ценовой зоне – 15 , во второй – 5. КОМ проводится сразу для каждой ценовой зоны. При проведении расчетов учитывается спрос на мощность, уменьшенный на объем мощности, который будет оплачиваться вне зависимости от результатов КОМ. Предложение поставщиков определяется объемом мощности, равным объему располагаемой мощности, указанному в отношении декабря, и ценой на мощность. В процессе проведения КОМ 23

решается ряд оптимизационных задач с целью определения отобранных ценовых заявок и определения цен на мощность для поставщиков и покупателей по зонам свободного перетока. До 2015 КОМ проводился в несколько этапов. На 1-м этапе генерация отбиралась для покрытия необходимого объема спроса на мощность в каждой зоне свободного перетока с учетом перетоков между зонами по критерию минимизации стоимости отобранной на данном этапе мощности. Технические параметры генерирующего оборудования на данном этапе не учитывались. По итогам отбора на 1м этапе определялась оптимальная (равновесная) цена на мощность для каждой зоны свободного перетока и состав отобранных генерирующих объектов. На 2-м этапе производился учет технических параметров генерирующего оборудования, на 3-м – учет включения/невключения в состав отобранных генерирующих объектов целого объекта (ценовая заявка может быть либо полностью отобрана, либо не отобрана вообще), на 4-м этапе производилась проверка достаточности отобранного состава генерирующих объектов для покрытия прогнозируемого потребления электрической энергии. На 5-м этапе осуществлялось определение цен на мощность для покупателей и поставщиков. Порядок определения этих цен зависел от наличия в зоне свободного перетока предельного уровня цен на мощность. В зонах свободного перетока с низким уровнем конкуренции при проведении КОМ использовался предельный уровень цены на мощность. В этих зонах цена конкурентного отбора мощности не могла быть больше предельного максимального размера цены на мощность и меньше предельного минимального размера цены на мощность. Если значение цены на мощность превышало предельный размер цены на мощность, то ценовая заявка в отношении генерирующего объекта, расположенного в зоне с применением предельного уровня цены на мощность, не была отобрана в конкурентном отборе. В результате отбора всех поставщиков и покупателей, расположенных в каждой из рассматриваемых зон свободного перетока, цена на мощность одинакова и равна максимальному из следующих значений: − максимальной из цен, указанных в отобранных заявках поставщиков в отношении генерирующих объектов, расположенных в данной зоне свободного перетока; − цене, определенной для данной зоны свободного перетока на 1-м этапе отбора. 24

Предпосылки к изменению модели КОМ КОМ на 2015 год проводился в условиях значительного избытка мощности (около 15 ГВт). При этом при проведении отбора на 2011-2014 годы объем избытка мощности не превышал 5-6 ГВт. Значительный объем избытка мощности при проведении КОМ на 2015 год обусловлен, прежде всего, двумя факторами: − значительно падение прогнозируемого максимального объема потребления мощности (с учетом влияния температурного фактора) и, как следствие, падение спроса на мощность. На рисунках 6 и 7 представлены изменения объема спроса на мощность за период 2011-2015 года в первой и второй ценовых зонах соответственно. 145,5 146,5 144,9 144,2 142,5 2011 2012 2013 2014 2015 Рисунок 6 – Спрос на мощность в первой ценовой зоне, ГВт 42 39,5 39 39,2 2011 2012 2013 38,5 2014 2015 Рисунок 7 – Спрос на мощность во второй ценовой зоне, ГВт − большой объем фактического и планового ввода генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности и договорам купли-продажи мощности новых атомных и гидроэлектростанций, учитываемый при проведении конкурентного отбора мощности. На рисунке 8 представлена динамика объема мощности по договорам о предоставлении мощности и договорам купли-продажи мощности (далее – ДКП) новых атомных и гидроэлектростанций за период 2011-2015 года. 25

4,5 3 2 1 9,8 2011 12 1,7 24 14,8 18 2012 2013 2014 2015 Первая ценова зона Вторая ценовая зона Рисунок 8 – Динамика объемов ДПМ и ДКП АЭС/ГЭС в 2011-2015 годах Ввиду того, что практически весь избыток мощности приходился на первую ценовую зону, произошло снижение цены на мощность по итогам КОМ. Проведение КОМ в условиях избытка мощности позволило выявить ряд значимых недостатков действующей на тот момент модели конкурентного отбора. По итогам КОМ не был востребован большой объем мощности в отдельных энергорайонах (на 2015 год около 15 ГВт мощностей оказались неотобранными), что не позволяло обеспечить надежное электроснабжение. Многим генерирующим объектам был присвоен статус объектов вынужденной генерации. В модели отбора отсутствовали рыночные стимулы к выводу из эксплуатации старого и неэффективного генерирующего оборудования. Ограничения по недопуску к конкурентному отбору генерирующих объектов с техническими параметрами ниже минимальных не смогли создать достаточного давления на поставщиков. В результате старое и неэффективное генерирующее оборудование с низкими условнопостоянными затратами вытесняет из отбора более новое и дорогое оборудование, которое в дальнейшем получит статус вынужденного генератора, так как без него невозможно обеспечить надежное электроснабжение потребителей. Помимо этого, при проведении КОМ только на следующий год не выполняется функция рынка мощности как долгосрочного механизма формирования необходимого количества и структуры генерации в энергосистеме. Мощность, которая оказалась не отобранной на следующий год, может оказаться востребованной через несколько лет в случае роста потребления. Таким образом, вывод такой 26

генерации из эксплуатации может привести к срочной необходимости строительства дорогой и новой генерации. В связи с тем, что в последующие годы также прогнозировался значительный избыток мощности, Правительство РФ внесло изменения в Правила оптового рынка в части модели конкурентного отбора мощности и порядка отнесения генерирующих объектов к объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме. Актуальная модель КОМ КОМ проводится ежегодно одновременно по двум ценовым зонам на год поставки, который наступает через 5 календарных лет, то есть на 6 лет вперед, так, например, в конце 2021 года будет проведён КОМ с поставкой мощности в 2027 году. Долгосрочный отбор мощности проводится с целью обеспечения соответствия объема генерирующей мощности спросу на электрическую энергию как в целом в ЕЭС России, так и по отдельным ценовым зонам. КОМ является процедурой, по итогам которой определяются, во-первых, цены на мощность для каждой ценовой зоны, во-вторых, перечень генерирующих объектов, мощность которых продается по итогам КОМ, и их объемов мощности, отобранной по итогам КОМ. В ходе отбора сопоставляются ценовые заявки на продажу мощности, поданные в отношении генерирующих объектов, относящихся к каждой из ценовых зон оптового рынка, с учетом объема поставки мощности между ценовыми зонами. Системный оператор обязан включить в число отобранных по итогам КОМ генерирующих объектов такие объекты, в отношении которых в ценовых заявках поставщиков указана наиболее низкая цена, при условии, что на мощность указанных генерирующих объектов существует спрос. Генерирующие компании (поставщики) подают ценовые заявки по существующим и по проектируемым генерирующим объектам. Особенностью настоящей модели КОМ является эластичный спрос на мощность. В предыдущей модели конкурентного отбора спрос на мощность был не эластичный, то есть сверх объема указанного спроса генерирующие объекты не отбирались. В модели с эластичной кривой спроса есть возможность отобрать объем мощности сверх необходимого спроса. Обратный наклон кривой спроса уменьшает цену покупки и продажи по итогам конкурентного отбора мощности для всех отобранных объектов в случае дополнительного мегаватта мощности. Таким образом, потребители готовы оплатить больше мощности, но по более низкой цене. Для поставщиков такая модель создает стимулы по выводу из эксплуатации избыточной и неэффективной мощности. 27

Генерирующие объекты, неотобранные на КОМ, не получают оплату за мощность, за исключением получения ими статуса генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме. Дополнительным ограничением для поставщиков является то, что генерирующее оборудование, не отобранное по итогам КОМ, может только в исключительных случаях получить статус вынужденного генератора. Исчерпывающий перечень объектов вынужденной генерации определяется до процедуры КОМ. При этом при проведении отбора мощность таких объектов считается обязательной к покупке вне зависимости от результатов КОМ, тем самым создавая дополнительное давление на цену покупки и продажи мощности. [16] 2.2. Определение основных параметров для КОМ В соответствии с Регламентом проведения конкурентных отборов мощности в конкурентном отборе мощности могут участвовать поставщики – участники оптового рынка, в отношении как введенных в эксплуатацию генерирующих объектов, так и строящихся или модернизируемых генерирующих объектов. Для участия в отборах КОМ поставщик должен заключить все необходимые договоры, предусмотренные Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Помимо этого, поставщик в отношении генерирующих объектов должен пройти процедуру допуска к КОМ. В соответствии с Правилами осуществления антимонопольного регулирования и контроля в энергетике поставщики, занимающие доминирующее положение, должны направить в Федеральную антимонопольную службу (далее-ФАС) России ходатайство об определении условий участия такого поставщика в КОМ. Дополнительно предусмотрены минимальные технические параметры генерирующего оборудования, устанавливающие ограничение по допуску к отбору устаревшего и неэффективного оборудования. В КОМ может принять участие генерирующее оборудование со следующими характеристиками: давление свежего пара 9 МПа и менее, выпущено оборудование ранее, чем за 55 лет до года, в отношении которого проводится КОМ, коэффициент использования установленной мощности такого оборудования за календарный год, предшествующий году, в котором проводится КОМ, составляет более 8%. Организатором КОМ является Системный оператор, который объявляет о проведении конкурентного отбора путем публикации на 28

официальном сайте Системного оператора в сети Интернет всей информации, необходимой для проведения отбора мощности. Данное объявление публикуется не позднее чем за 25 дней до окончания срока подачи ценовых заявок и содержит следующую информацию: 1) период представления ценовых заявок (даты начала и окончания срока подачи (приема) ценовых заявок); 2) требования к содержанию ценовых заявок; 3) описание способов и порядка подачи ценовых заявок; 4) максимально допустимые объемы поставки мощности между ценовыми зонами; 5) прогноз максимального часового потребления на год, на который проводится КОМ, для каждой ценовой зоны; 6) величины плановых коэффициентов резервирования для каждой ценовой зоны; 7) параметры, определяющие спрос на мощность в каждой ценовой зоне; 8) объем мощности, учитываемый при проведении КОМ как подлежащий обязательной покупке в ценовой зоне вне зависимости от результатов КОМ; 9) объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы; 10) требования к техническим параметрам генерирующего оборудования. Сроки подачи и приема ценовых заявок, а также заявок покупателей с ценозависимым потреблением для учета в КОМ при определении спроса на мощность устанавливаются Системным оператором. Дата окончания срока подачи (приема) заявок должна быть не позднее даты, указанной в ПП РФ №1172 на конкретный год. Срок подачи (приема) заявок должен составлять не менее 5 рабочих дней. В сроки, предусмотренные Системным оператором в опубликованной информации для проведения конкурентного отбора мощности, поставщики подают ценовые заявки на конкурентный отбор мощности. Ценовой заявкой на продажу мощности является документ, который отражает намерение субъекта оптового рынка, являющимся участником КОМ, продать мощность генерирующего оборудования и устанавливающий объемы мощности, планируемые таким субъектом к продаже, в отношении каждого месяца периода поставки мощности с указанием предлагаемых цен для каждого из планируемых объемов мощности, подаваемый в отношении каждой зарегистрированной в 29

установленном порядке генерирующей единицы мощности (далее – ГЕМ) с указанием технических характеристик каждой единицы генерирующего оборудования (далее – ЕГО), которая входит в состав данной ГЕМ. В ценовой заявке в отношении генерирующего объекта поставщик указывает следующие параметры: − помесячные объемы располагаемой и установленной мощностей в отношении каждой из ГЕМ, относящихся к электростанции, по которой подается заявка; − технические и другие параметры генерирующего оборудования: нижний и верхний предел регулировочного диапазона, обеспеченный (максимальный) объем выработки электроэнергии. Дополнительно указывается основной и резервный виды топлива, местонахождение и год выпуска генерирующего объекта, планируемый месяц ввода в эксплуатацию или вывода из эксплуатации генерирующего объекта; − значение цены на мощность. В заявке указывается только одно значение цены, которое должно учитывать неравномерность поставки мощности по месяцам года, а также тот факт, что объем потребления мощности на собственные и хозяйственные нужды в пределах максимально допустимой величины собственного максимума потребления на собственные и хозяйственные нужды генерации уменьшает объем продаваемой мощности. В отношении некоторых генерирующих объектов указывается признак «только ценопринимающие заявки». Ценопринимающей заявкой является ценовая заявка участника оптового рынка, которая отражает намерение данного участника купить или продать указанный в заявке объем электрической энергии по цене, сложившейся в результате конкурентного отбора заявок. Цена мощности в ценопринимающих заявках устанавливается равной 1 руб./МВт/мес. Прогноз максимального часового потребления на год, на который проводится КОМ, и величины плановых коэффициентов резервирования определяются в соответствии с методикой, утвержденной Минэнерго России. Спрос на мощность по каждой ценовой зоне определяется как функция цены мощности, определяемой по итогам КОМ. Параметры, определяющие спрос на мощность по каждой ценовой зоне, задаются двумя точками спроса. Параметрами точек спроса являются: − объем спроса на мощность в ценовой зоне в первой точке, 30

который определяется в соответствии с методикой, утвержденным Минэнерго России; − объем спроса на мощность в ценовой зоне во второй точке, равный объему спроса на мощность в первой точке, увеличенному на 12 процентов; − цены в первой и второй точках спроса для каждой ценовой зоны, определяемые Коммерческим оператором. При проведении конкурентного отбора мощности Системный оператор уменьшает объем спроса на мощность в каждой ценовой зоне в первой точке на совокупный объем ценозависимого снижения потребления мощности покупателей с ценозависимым потреблением, подлежащих учету при определении спроса на мощность в соответствующей ценовой зоне. Управление спросом является эффективным инструментом снижения цен на рынке электроэнергии в пиковые часы, когда для покрытия спроса на электроэнергию привлекаются менее эффективные генерирующие объекты. При проведении КОМ учитывается отбор мощности, подлежащий обязательной покупке вне зависимости от результатов конкурентного отбора. Такой объем мощности уменьшает объем, который необходимо отобрать по итогам КОМ, так как он покрывает часть спроса на мощность. К указанным объемам относятся объемы мощности генерирующих объектов, поставляющих мощность по договорам о предоставлении мощности, договорам купли-продажи новых атомных и гидроэлектростанций, и объектов, имеющих статус вынужденной генерации. Объем мощности, учитываемый при проведении КОМ как подлежащий обязательной покупке в ценовой зоне вне зависимости от результатов КОМ, определяется как сумма следующих составляющих: 1. Объема мощности генерирующих объектов ДПМ; 2. Объема мощности генерирующих объектов, включенных в договоры купли-продажи мощности новых атомных и гидроэлектростанций; 3. Объема мощности генерирующих объектов, функционирующих в режиме вынужденной генерации; 4. Объема мощности генерирующих объектов, строящихся (построенных) в целях формирования технологического резерва мощностей по производству электрической энергии; 5. Объема мощности генерирующих объектов, включенных в договоры купли-продажи (поставки) мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов; 6. Объема мощности генерирующих объектов, отобранных по 31

результатам отбора мощности новых генерирующих объектов; 7. Объема мощности генерирующих объектов ДПМ ВИЭ; 8. Объема мощности генерирующих объектов КОММод. Объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы, определяется Системным оператором на основании данных, полученных от Коммерческого оператора, о максимальном и минимальном фактическом почасовом значении перетока электрической энергии (экспорта) в зарубежные энергосистемы в предшествующие периоды. Формирование результатов конкурентного отбора Системный оператор формирует результаты КОМ по каждой ценовой зоне. К результатам КОМ относится следующая информация: − перечень поставщиков, ценовые заявки на продажу мощности которых были отобраны; − в отношении каждого поставщика – перечень генерирующих единиц мощности (далее – ГЕМ), отобранных по результатам КОМ; − помесячные совокупные объемы мощности, отобранные по итогам КОМ в каждой ценовой зоне; − перечень покупателей с ценозависимым потреблением, заявки которых были учтены (отобраны для учета) при проведении КОМ; − помесячные совокупные объемы ценозависимого снижения потребления мощности; − цена мощности, определенная в каждой ценовой зоне для определения обязательств по покупке мощности по результатам КОМ. Цена на мощность, продаваемую по итогам КОМ, одинакова для всех генерирующих объектов, отобранных по итогам КОМ в одной ценовой зоне. Индексация цены КОМ Цена КОМ рассчитывается в соответствии с уровнем цен за год, в котором проводится КОМ. Для определения цены КОМ, соответствующей году, в котором будем происходить поставка мощности, отобранной по итогам КОМ, необходимо произвести индексацию цены на мощность. В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 13 апреля 2010 года №238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности» ежегодной индексации подлежит цена на мощность, определенная по результатам конкурентного отбора мощности. Цена на мощность, определенная по результатам конкурентного отбора мощности, 32

индексируется с 1 января года, следующего за годом, в котором проводился соответствующий конкурентный отбор мощности, до 1 января года, в котором осуществляется поставка мощности по результатам этого отбора. [17] Индексация цены на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности, осуществляется в соответствии с изменением индекса потребительских цен, уменьшенным на 0,1 процентного пункта и определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации. Корректировочные отборы мощности Точно спрогнозировать объем потребления на 6 лет вперед крайне сложно: с одной стороны, возможны изменения в части потребления электроэнергии, например, в силу запуска новых проектов, для своей реализации требующих большого объема электроэнергии (так, в конце 2021 года будет организован КОМ новых генерирующих объектов на 450 МВт с целью покрытия спроса на электроэнергию, необходимую для разведки золоторудного месторождения в Бодайбинском районе Иркутской области). [18] С другой стороны, могут быть изменены объемы поставки мощности вследствие переноса сроков ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования на более поздний период или отсутствия генерирующего оборудования вследствие аварии или других чрезвычайных происшествий. В связи с этим Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности предусмотрены корректировочные объемы мощности, которые могут быть проведены в году, предшествующем году поставки мощности. По результатам таких отборов при необходимости отбирается дополнительный отбор мощности к уже отобранной мощности по итогам долгосрочного конкурентного отбора. При этом обязательства поставщиков по поставке мощности, отобранной на основном долгосрочном отборе, не изменяются, также как и остается гарантия оплаты такой мощности. Основаниями для принятия решения о проведении корректировочного конкурентного отбора мощности является превышение скорректированного объема спроса на мощность над скорректированным объемом мощности генерирующих объектов более чем на 1 процент. 2.3. Математическая модель КОМ Системный оператор проводит КОМ в соответствии с математической моделью проведения конкурентного отбора мощности. 33

Исходные данные для задачи оптимизации Параметры спроса в ценовой зоне z (z=1, 2): c1z , c2z – значения цены в точках 1 и 2 спроса на мощность, определенные для ценовой зоны; V1z , V2z – значения объема в точках 1 и 2 спроса на мощность. Параметры, определяющие ограничения на поставку мощности между ценовыми зонами: Pzimax zj – максимальное значение объема поставки мощности между ценовыми зонами (из ценовой зоны zi в ценовую зону zj) Параметры, определяющие предложение: Pg, z – объем мощности ГЕМ g, находящейся в ценовой зоне z; сg, z – цена мощности, указанная в заявке, поданной в отношении ГЕМ g (для ГЕМ, в отношении которых на КОМ подана ценопринимающая заявка, а также для ГЕМ, мощность которых подлежит оплате вне зависимости от результатов КОМ, сg, z =0); цен_завис Pq,z – величина ценозависимого снижения объема покупки электрической энергии, указанная в отношении декабря в заявке, поданной покупателем в отношении ГТП потребления q, находящейся в ценовой зоне z; Функция спроса Спрос на мощность для каждой ценовой зоны задается зависимостью цены от объема. Графически данная зависимость представляется в виде прямой, проходящей через первую и вторую точки спроса на мощность. При этом объем спроса на мощность в первой точке спроса на мощность уменьшается на совокупный объем ценозависимого снижения потребления мощности в ценовой зоне цен завис Pzцен_завис . Во второй точке спроса на мощность соответствует величине, равной объему спроса на мощность в первой точке, увеличенному на 12 процентов, и уменьшенной на совокупный объем ценозависимого снижения потребления мощности в ценовой зоне. [19] С учетом совокупного объема ценозависимого снижения потребления мощности в ценовой зоне z Системный оператор определяет параметры спроса на мощность в ценовой зоне. Значение объема спроса на мощность в точке 1 с учетом объема ценозависимого снижения потребления мощности рассчитывается по формуле 1: (1) V z *=V z - P цен_завис 1 1 z Значение объема спроса на мощность в точке 2 с учетом объема ценозависимого снижения потребления мощности рассчитывается по формуле 2: 34

(2) V2z *=1,12 ∙ V1z∗ Зависимость цены от объема (обратная функция спроса) задается следующей формулой: cz (V) = c1z − c2z c2z ∙ V1z∗ − c1z ∙ V2z∗ ∙ V + , V1z∗ − V2z∗ V1z∗ − V2z∗ (3) где c1z , c2z – значения цены в точках 1 и 2 спроса на мощность, определенные для ценовой зоны; V1z∗ , V2z∗ – значение объема спроса на мощность в точках 1 и 2 с учетом объема ценозависимого снижения потребления мощности V – значение объема предложения с учетом объема перетока мощности между ценовыми зонами. На рисунке 9 представлена модель ценообразования на КОМ. Цена Спрос c1 Предложение Точка 1 Цена КОМ c2 Точка 2 Объем мощности, обязательной к покупке V1 V2 Объем Рисунок 9 – Ценообразование на КОМ Таким образом, в рамках раздела, посвященного описанию процедуры КОМ, выполнены следующие задачи: во-первых, представлено развитие модели КОМ – в связи с меняющимися условиями проведения КОМ вносятся изменения в нормативноправовые документы, регулирующие механизм конкурентного отбора. Данные корректировки направлены на совершенствование модели КОМ с целью обеспечения ЕЭС России в целом и по отдельным ценовым зонам достаточного удовлетворения спроса на электрическую энергию. Во-вторых, в соответствии с Регламентом проведения конкурентных отборов мощности (Приложение № 19.3 к Договору о 35

присоединении к торговой системе оптового рынка) определены: какие требования предъявляются к участникам КОМ, основные параметры для проведения КОМ и то, что служит результатами проведения КОМ. В-третьих, описана математическая модель проведения КОМ, лежащая в основе механизма конкурентного отбора. 36

3. РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ УЧАСТИЯ В КОМ 3.1. Основные подходы при разработке стратегии В действующей модели КОМ спрос на мощность эластичный (кривая спроса на мощность имеет отрицательный наклон). В случае снижения объема предложения итоговая цена увеличивается. На рисунке 10 представлена взаимосвязь изменения объема предложения и цены КОМ. Цена Кривая спроса 2 Цена КОМ 1 Цена КОМ Объем мощности, подлежащий обязательной покупке V2 V1 Объем Рисунок 10 – Взаимосвязь изменения объема предложения и цены КОМ При уменьшении объема предложения равновесная цена (цена КОМ) увеличивается, то есть чем меньше совокупный объем мощности, который определяется по итогам проведения КОМ, тем выше будет итоговая цена КОМ. Поскольку генерирующая компания может повлиять только на свой объём предложения, то основным подходом при разработке стратегии участия в КОМ будет оптимизация собственного предложения с ориентиром на максимизацию прогнозной выручки в секторе мощности путем отказа от подачи ценовой заявки по одному или нескольким объектам компании. Зависимость цены на мощность от объема предложения, лежащая в основе КОМ, для генерирующих компаний создает стимулы для вывода из эксплуатации устаревшего и неэффективного оборудования. Если генерирующая компания не подаёт ценовую заявку 37

на участие в КОМ по какой-либо ЕГО, то, с одной стороны, компания несёт убытки в виде недополученной выручки по мощности, но с другой стороны, у неё не возникает обязательств по поставке мощности, а значит и нет необходимости поддерживать ЕГО в рабочем состоянии, ремонтировать и продлять ресурс оборудования. Более того, генерирующие компании могут получить выгоду от незаявленной мощности, поскольку другие генерирующие объекты, заявленные в КОМ от данной компании, будут оплачиваться по более высокой цене, сформировавшейся в результате уменьшенного на объем мощности незаявленного агрегата совокупного объема предложения в КОМ. Рассмотрим пример потенциального изменения цены КОМ на 2026 год в первой ценовой зоне при уменьшении совокупного объема предложения на 1 МВт. Исходными данными являются итоги конкурентного отбора мощности на 2026 год в первой ценовой зоне, представленные в таблице 1. [20] Таблица 1 – Итоги проведения КОМ на 2026 год в первой ценовой зоне Параметр Обозначение 2026 Цена КОМ, руб./МВт/мес. с 194 901 Объём предложения, МВт V 157 923 Объём спроса в точке 1, МВт V1 148 423 Объём спроса в точке 2, МВт V2 166 234 Цена в точке 1, руб./МВт/мес. c1 225 983 Цена в точке 2, руб./МВт/мес. Объём ценозависимого снижения спроса, МВт Объем перетока из I ЦЗ во II ЦЗ, МВт c2 164 981 P цен_завис 3,8 - 429 Используя данные таблицы, найдем значение объема спроса на мощность в точке 1 с учетом объема ценозависимого снижения потребления по формуле (1): V1 *=V1 - P цен_завис = 148 423 − 3,8 = 148 419,2 МВт Используя найденное значение объема спроса на мощность в точке 1 с учетом объема ценозависимого снижения потребления мощности, рассчитаем значение объема спроса на мощность в точке 2 по формуле (2): 38

V2 *=1,12 ∙ V1∗ = 1,12 ∙ 148 419,2 = 166 229,5 МВт Цена КОМ на 2026 год при снижении объема предложения на 1 МВт рассчитывается по следующей формуле: c(V − 1) = c1 − c2 c2 ∙ V1∗ − c1 ∙ V2∗ (V ∙ − 1) + , V1∗ − V2∗ V1∗ − V2∗ (4) где c1 , c2 – значения цены в точках 1 и 2 спроса на мощность, определенные для ценовой зоны; V1 , V2 – значение объема спроса на мощность в точках 1 и 2 с учетом объема ценозависимого снижения потребления мощности; V-1– величина объема предложения с учетом объема перетока мощности между ценовыми зонами, уменьшенного на 1 МВт. Используя данные таблицы 1, вычисляем значение цены КОМ на 2026 год при снижении объема предложения на 1 МВт по формуле (4): c1 − c2 c2 ∙ V1∗ − c1 ∙ V2∗ = ∗ ∗ ∙ (V − 1) + V1 − V2 V1∗ − V2∗ 225 983 − 164 981 = ∙ (157 923 − 1 − 429) + 148 419,2 − 166 229,5 164 981 ∙ 148 419,2 − 225 983 ∙ 166 229,5 руб + = 194 905 148 419,2 − 166 229,5 МВт ∙ мес c(V − 1) = Величина изменения цены на мощность после снижения объема предложения на 1 МВт рассчитывается по следующей формуле: Δc = c(V − 1) − c(V) (5) Находим прирост цены на мощность при снижении объема предложения по формуле (5): Δc = c(V − 1) − c(V) = 194 905 − 194 901 = 4 руб МВт ∙ мес Цена КОМ на 2026 год при снижении объема предложения на 1 руб МВт увеличивается на 4 . Сопоставим относительные величины МВт∙мес изменения объема предложения и цены КОМ: объем предложения упал на 0,0006%, в то время как цена КОМ возросла на 0,0021%. Значит, можно сделать вывод о том, что цена растет быстрее, чем снижается объем предложения. Данный расчёт наглядно подтверждает тезис – для 39

генерирующих компаний существует заинтересованность в снижении мощности. 3.2. Алгоритм экономической оценки отказов от участия в КОМ У объектов, отобранных в КОМ, существуют обязательства по продаже мощности по регулируемым договорам, поэтому общая выручка в секторе мощности будет складываться из выручки в секторе РД и выручки в секторе КОМ. Кроме этого, есть объёмы недопоставки мощности (далее – НП) и собственных нужд (далее – СН), которые необходимо учитывать при оценке прогнозной выручки компании от продажи мощности. Для того, чтобы провести экономическую оценку исключения единицы генерирующего оборудования g (далее – ЕГО g) из списка объектов, участвующих в КОМ, необходимо рассчитать следующие показатели: 1. Сначала вычисляется прогнозируемая выручка генерирующей компании за 12 месяцев от продажи мощности рассматриваемой ЕГО g по регулируемым договорам по следующей формуле: 12 SРД g = ∑ Ррасп m ∙ доля РДg ∙ тариф РДg , g (6) m=1 где Pрасп m g – располагаемая мощность ЕГО g в месяце m (порядковый номер 1 соответствует январю, порядковый номер 12 – декабрю); доля РДg – доля от суммарной годовой располагаемой мощности ЕГО g, приходящаяся на объем мощности, продаваемый по РД; тариф РДg – тариф ЕГО g на продажу мощности по РД. 2. Затем рассчитывается прогнозируемая выручка генерирующей компании за 12 месяцев от продажи мощности ЕГО g по предполагаемым итогам КОМ по следующей формуле: 12 SКОМ g = ∑ (Ррасп m ∙ cинд ∙ k c m ) × g m=1 × (1 − доля РДg − доля НПg и СНg ), 40 (7)

где Pрасп m g – располагаемая мощность ЕГО g в месяце m (порядковый номер 1 соответствует январю, порядковый номер 12 – декабрю); k с m – коэффициент сезонности для месяца m; доли НПg и СНg – доля от располагаемой мощности, приходящаяся на недопоставку и собственные нужды станции; cинд – проиндексированная к году поставки мощности цена продажи мощности по итогам проведения КОМ, рассчитываемая по следующей формуле: синд = c ∙ k инд (7.1) где c – цена продажи мощности по итогам проведения КОМ; k инд – коэффициент индексации, рассчитываемый по следующей формуле: 𝑦−1 k инд = ∏ (1 + i=х+1 ИПЦi − 0,1%) 100 (7.1.1) где Х- год отбора; У – год поставки. 3. Совокупная выручка от продажи мощности за год по ЕГО g рассчитывается по следующей формуле: Sg = SРД g + SКОМ g , (8) где SРД g – прогнозируемая выручка от продажи мощности объекта g по регулируемым договорам; SКОМ g −прогнозируемая выручка от продажи мощности объекта g по итогам КОМ. 4. Далее рассчитывается новая цена КОМ при объеме предложения, уменьшенном на величину мощности исключаемого объекта, по следующей формуле: c(V − V𝑔 ) = c1 − c2 c2 ∙ V1∗ − c1 ∙ V2∗ , ∗ ∗ ∙ (V − V𝑔 ) + V1 − V2 V1∗ − V2∗ (9) где c1 , c2 – значения цены в точках 1 и 2 спроса на мощность, определенные для первой ценовой зоны; V1∗ , V2∗ – значение объема спроса на мощность в точках 1 и 2 с учетом объема ценозависимого снижения потребления мощности; V – значение объема предложения с учетом объема перетока мощности из первой ценовой зоны во вторую ценовую зону; 41

V𝑔 – значение объема располагаемой мощности ЕГО g, предлагаемого к исключению, за декабрь рассматриваемого года. 5. Затем вычисляется проиндексированная величина изменения цены КОМ после уменьшения объема предложения на величину мощности исключаемого объекта по следующей формуле: (10) Δc = (c(V − V ) − c(V)) ∙ k , 𝑔 инд где c(V − V𝑔 ) – цена КОМ при объеме предложения, уменьшенном на величину мощности исключаемого объекта; c(V) – цена на мощность, определенная по итогам КОМ 6. Используя значение новой цены на мощность, с учетом индексации рассчитывается эффект от исключения ЕГО g по следующей формуле: 12 n αg = ( ∑ (∑ Ррасп m i ∙ Δc ∙ k c m )) − m=1 i=1 12 (11) − ∑ (Ррасп m g ∙ Δc ∙ k c m )) × m=1 × (1 − доля РДg − доля НПg и СНg ), n где (∑12 m=1(∑i=1 Ррасп m i ∙ Δc ∙ k c m )) – стоимость мощности всех объектов компании количеством n за год; ∑12 m=1(Ррасп m g ∙ Δc ∙ k c m ) – стоимость мощности исключаемого объекта g за год. 7. Далее осуществляется сравнение значений потери выручки по рассматриваемому объекту и эффекта от его исключения. Если выполняется условие Sg < αg , то для генерирующей компании выгодно не заявлять данный объект g в КОМ, поскольку выручка по оставшимся объектам за счет прироста цены КОМ превысит величину той выручки компании, которая была бы с учетом заявки объекта g в КОМ. 8. При выполнении условия из пункта 7 величина прироста выручки компании в случае отказа от подачи заявки на КОМ по выбранной ЕГО рассчитывается по следующей формуле: (12) ΔS = α − S , g g где αg – прогнозируемый эффект от исключения ЕГО g; Sg – прогнозируемая выручка от продажи мощности 42

ЕГО g на КОМ. 9. Заключительным этапом в осуществлении экономической оценки исключения ЕГО g из списка объектов, участвующих в КОМ, является расчет новой выручки компании с учетом отказа от подачи заявки по выбранной ЕГО. Прогнозируемая величина новой выручки компании рассчитывается по следующей формуле: n S ∗ = ∑ Sg i + ΔS (13) i=1 ∑ni=1 где – Sg i − суммарная выручка компании за год по всем объектам g количеством n; ΔS – величина прироста выручки. 3.3. Оценка экономической эффективности полученной стратегии Проведем оценку экономической эффективности полученной стратегии на примере генерирующей компании. Для проведения исследования используется обезличенный набор типовых генерирующих объектов Единой энергетической системы, расположенных в первой ценовой зоне, с учетом информации о реальной располагаемой мощности данных объектов, учтенной при проведении КОМ на 2022-2026 годы. Рассматриваются 150 ЕГО, из которых 141 ЕГО принадлежат 15 ТЭС, 9 ЕГО принадлежат 3 ГЭС. Исходные данные по месячной располагаемой мощности генерирующих объектов представлены в Приложении А. Данные станции принадлежат или находятся в долгосрочной аренде у одной компании. Прогнозная величина недопоставки мощности и мощности, идущей на собственные нужды электростанции, используемая в дальнейших расчетах, равна 18% (для всех ЕГО g доля НП и СН равна 18%). Прогнозная объемная доля мощности, продаваемой по РД, принята равной 25% для ТЭС и 30% для ГЭС исходя из средних величин объемной доли РД по действующим в первой ценовой зоне генерирующим объектам. В качестве прогнозной величины тарифа на мощность для ТЭС и ГЭС принята проиндексированная к 2026 году средняя величина, рассчитанная по тарифам, установленным Федеральной антимонопольной службой России (далее – ФАС России) для ТЭС и ГЭС на 2021 год соответственно. [21] Величины тарифов и значения долей РД для ТЭС и ГЭС представлены в таблице 2. 43

Таблица 2 – Тарифы на мощность и доли РД для ТЭС и ГЭС Электростанция ТЭС ГЭС Тариф на мощность в ценах 2026 года, руб./МВт/мес. 173 319 159 614 Доля РД 25% 30% В качестве величин коэффициентов сезонности для каждого месяца использованы значения, опубликованные в отчете Администратора торговой системы, «Коэффициенты сезонности» от 28.01.2021 [22] Значения коэффициентов сезонности на 2021 год представлены в таблице 3. Таблица 3 – Значения коэффициентов сезонности на 2021 год Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг Сен Окт Ноя Дек 1,12 1,11 1,07 0,96 0,86 0,89 0,90 0,90 0,94 1,10 1,10 1,12 Величины изменения индекса потребительских цен, используемые в дальнейших расчетах, представлены в таблице 4. Таблица 4 – Прогнозируемые значения изменения потребительских цен на период 2022-2025 годы, % [23] индекса 2022 2023 2024 2025 4,00 4,00 4,00 4,00 Проведем экономическую оценку исключения ЕГО ТЭС-1 ТГ1 из списка объектов, по которым подаются заявки на КОМ от данной генерирующей компании. 1. Рассчитаем прогнозную выручку генерирующей компании за 12 месяцев от продажи мощности ТЭС-1 ТГ-1 по РД по формуле (6), используя исходные данные, представленные в Приложении А и таблице 2 по месячной располагаемой мощности, значение доли располагаемой мощности, приходящейся на продажу мощности по РД, и тарифу РД: 44

12 SРД ТЭС−1 ТГ−1 = ∑ Ррасп m ТЭС−1 ТГ−1 ∙ доля РДТЭС−1 ТГ−1 × m=1 × тариф РДТЭС−1 ТГ−1 = = (300 + 300 + 300 + 300 + 300 + 300 + + 0 + 300 + 300 + 300 + 300 + 300) ∙ 25% ∙ 173 319 = = 142, 9 млн руб. 2. Найдем прогнозную выручку генерирующей компании за 12 месяцев от продажи мощности ТЭС-1 ТГ-1 по итогам КОМ по формуле (7), используя исходные данные по месячной располагаемой мощности, коэффициентам сезонности (см. таблицу 3), долям располагаемой мощности, приходящимся на продажу мощности по итогам КОМ, недопоставке и собственных нужды станции и цене КОМ (см. таблицу 1). Но сначала проведем индексацию цены КОМ по формулам (7.1) и (7.1.1): 𝑦−1 с = c ∙ k инд = 194 901 ∙ ∏ (1 + i=х+1 ИПЦ𝑖 − 0,1%) = 100 4% − 0,1%) × 100 4% 4% 4% × (1 + − 0,1%) ∙ (1 + − 0,1%) ∙ (1 + − 0,1%) = 100 100 100 руб = 227 137,66 МВт ∙ мес Используя найденное значение, вычисляем выручку от продажи мощности ТЭС-1 ТГ-1 по итогам КОМ. Для простоты восприятия вычислений сумма произведений расписана только для января (m=1), февраля (m=2), ноября (m=11) и декабря (m=12): = 194 901 ∗ (1 + 12 SКОМ ТЭС−1 ТГ−1 = ∑ (Ррасп m ТЭС−1 ТГ−1 ∙ синд ∙ k c m ) × m=1 × (1 − доля РДТЭС−1 ТГ−1 − доля НПТЭС−1 ТГ−1 и СНТЭС−1 ТГ−1 ) = = (300 ∙ 227 137,66 ∙ 1,12 + 300 ∙ 227 137,66 × × 1,14 + ⋯ + 300 ∙ 227 137,66 ∙ 1,09 + 300 ∙ 227 137,66 ∙ 1,12) × × (1 − 25% − 18%) = 454,8 млн руб. 3. Рассчитаем прогнозную выручку от продажи мощности рассматриваемого объекта по РД и КОМ по формуле (8): 45

SТЭС−1 ТГ−1 = SРД ТЭС−1 ТГ−1 + SКОМ ТЭС−1 ТГ−1 = 142,9 + 454,8 = = 597,7 млн руб. 4. Далее вычислим новую цену КОМ при объеме предложения, уменьшенном на величину мощности исключаемого объекта ТЭС-1 ТГ-1, по формуле (9), используя данные таблицы 1. В данном случае совокупный объем предложения уменьшается на 300 МВт: c1 − c2 c2 ∙ V1∗ − c1 ∙ V2∗ (V c(V − 300) = ∗ ∙ − 300) + V1 − V2∗ V1∗ − V2∗ (225 983 − 164 981) = × ((148 423 − 3,8) − ((148 423 − 3,8) ∙ 1,12) × (157 923 − 429 − 300) + (164 981 ∙ (148 423 − 3,8)) − (225 983 ∙ (148 423 − 3,8) ∙ 1,12) + = (148 423 − 3,8) − ((148 423 − 3,8) ∙ 1,12) руб = 195 929 МВт ∙ мес 5. Найдем проиндексированную величину изменения цены КОМ после уменьшения объема предложения на 300 МВт по формулам (7.1.1) и (10): ∆c = (c(V − 300) − c(V)) ∙ k инд = 4% = (195 929 − 194 901) ∙ (1 + − 0,1%) × 100 4% × (1 + − 0,1%) × 100 4% × (1 + − 0,1%) × 100 4% руб × (1 + − 0,1%) = 1 198,21 100 МВт ∙ мес 6. Рассчитаем эффект от исключения объекта ТЭС-1 ТГ-1 с учетом индексации по формуле (11). В данном расчете должна быть учтена сумма располагаемых мощностей по каждому месяцу в году всех объектов генерирующей компании (общее количество n=150). Для простоты восприятия вычислений в примере отражена стоимость мощности только для первого объекта ТЭС-1 ТГ-1 (i=1) и последнего объекта ТЭС-15 ТГ-10 (i=150). Итоговая сумма располагаемых мощностей за год по каждому месяцу m всех объектов за исключением 46

объекта ТЭС-1 ТГ-1 представлена только для января (m=1) и декабря (m=12). 12 αТЭС−1 ТГ−1 инд 12 150 = ( ∑ (∑ Ррасп m i ∙ Δc ∙ k c m )) − m=1 i=1 − ∑ (Ррасп m ТЭС−1 ТГ−1 ∙ Δc ∙ k c m ) × m=1 × (1 − доля РДТЭС−1 ТГ−1 − доля НПТЭС−1 ТГ−1 и СНТЭС−1 ТГ−1 ) = = (((300 + ⋯ + 150) ∙ 1198,21 ∙ 1,12) + (… ) + + ((300 + ⋯ + 150) ∙ 1198,21 ∙ 1,12)) − − (300 ∙ 1198,21 ∙ 1,12 + ⋯ + 300 ∙ 1198,21 ∙ 1,12) × × (1 − 25% − 18%) = 291,1 млн руб. 7. Для проведения экономической оценки исключения ТЭС-1 ТГ-1 из списка объектов, участвующих в КОМ от рассматриваемой компании, необходимо сравнить значения прогнозируемой выручки по рассматриваемому объекту и эффекта от его исключения. В данном случае: SТЭС−1 ТГ−1 инд > αТЭС−1 ТГ−1 инд 597,7 > 291,1 Значит, для генерирующей компании более выгодно заявить ТЭС-1 ТГ-1 в КОМ, поскольку при исключении этого агрегата прогнозируемая выручка по оставшимся объектам даже за счет прироста цены КОМ не превысит величину той прогнозируемой выручки компании, которая будет учитывать факт участия ТЭС-1 ТГ-1 в КОМ. По представленному алгоритму аналогично проводится экономическая оценка отказов остальных объектов от участия в КОМ (при последовательном исключении объектов). В Приложении Б представлены результаты расчетов прогнозируемой выручки и эффекта от последовательного исключения каждой ЕГО, выполненные в программном обеспечении Microsoft Excel, по всем объектам рассматриваемой компании. В итоге удалось определить 3 единицы генерирующего оборудования, исключение которых из списка объектов, участвующих в КОМ, выгодно для генерирующей компании. Для каждой такой ЕГО эффект от исключения превышает значение прогнозируемой выручки по рассматриваемому объекту. 47

В таблице 5 представлены значения прогнозируемого прироста выручки генерирующей компании по каждой из трех ЕГО, выбранных для исключения. Таблица 5 – Величины прогнозируемого прироста выручки компании по исключаемым ЕГО Порядковый номер объекта (№) 3 58 88 ЕГО ТЭС-1 ТГ-3 ТЭС-6 ТГ-8 ТЭС-9 ТГ-8 Прогнозируемая Эффект от Прирост выручка по исключения, выручки, агрегату, млн руб. млн руб. млн руб. 10,1 12,9 2,8 70,1 88,1 18 164,7 195,2 30,5 Значения прогнозируемых приростов выручки по каждой ЕГО, представленной в таблице, были рассчитаны как разница прогнозируемыми эффекта от исключения ЕГО и выручки по каждой ЕГО соответственно. По результатам проведенных расчетов можно выявить следующую закономерность: чем ниже средняя располагаемая мощность объекта за год относительно располагаемой мощности в декабре, тем вероятнее исключение данного объекта будет иметь положительный эффект для всей компании. На данном этапе выполнялся расчет экономических эффектов от исключения объектов последовательно. Теперь рассмотрим суммарный эффект от исключения сразу нескольких объектов для достижения максимальной выгоды. Очевидно, что максимальный прирост выручки будет при исключении одновременно трех ЕГО. Причем прогнозируемый прирост выручки компании от одновременного исключения нескольких ЕГО не будет равен арифметической сумме приростов выручки по каждой ЕГО. Для проведения корректной экономической оценки одновременного исключения ТЭС-1 ТГ-3 (№3), ТЭС-6 ТГ-8 (№58) и ТЭС-9 ТГ-8 (№88) из списка объектов, по которым подаются заявки на КОМ от генерирующей компании, осуществим расчеты, используя методику, описанную в пункте 3.2. Сначала рассчитаем прогнозируемую совокупную выручку по трем объектам по последующей формуле: 48

S = S№3 + S№58 + S№88 (14) Используя данные по прогнозируемой выручке, представленные в таблице 5, вычисляем прогнозируемую совокупную выручку по трем ЕГО по формуле (14): S№3,№58,№88 = S№3 + S№58 + S№88 = = 10,126 + 70,102 + 164,705 = 244,9 млн руб. Новая цена КОМ при объеме предложения, уменьшенном на величину совокупной мощности трех исключаемых объектов, рассчитывается по следующей формуле: c1 − c2 c(V − V№3 − V№58 − V№88 ) = ∗ ∙ (V − V№3 − V1 − V2∗ − V№58 − V№88 ) + (15) + c2 ∙ V1∗ − c1 ∙ V2∗ , V1∗ − V2∗ где V№3 – располагаемая мощность ТЭС-1 ТГ-3 в декабре рассматриваемого года; V№58 – располагаемая мощность ТЭС-6 ТГ-8 в декабре рассматриваемого года; V№88 – располагаемая мощность ТЭС-9 ТГ-8 в декабре рассматриваемого года. Рассчитаем новую цену КОМ при объеме предложения, уменьшенном на величину совокупной мощности исключаемых объектов, по формуле (15), используя данные таблицы 1. В данном случае совокупный объем предложения уменьшается на 303 МВт: c(V − 303) = + c1 − c2 c2 ∙ V1∗ − c1 ∙ V2∗ = ∗ ∗ ∙ (V − 303) + V1 − V2 V1∗ − V2∗ (225 983 − 164 981) = × ((148 423 − 3,8) − ((148 423 − 3,8) ∙ 1,12) × (157 923 − 429 − 303) + (164 981 ∙ (148 423 − 3,8)) − (225 983 ∙ (148 423 − 3,8) ∙ 1,12) (148 423 − 3,8) − ((148 423 − 3,8) ∙ 1,12) руб = 195 939 МВт ∙ мес 49 =

Найдем проиндексированную величину изменения цены КОМ после уменьшения объема предложения на 303 МВт по формулам (7.1.1) и (10): ∆c = (c(V − 303) − c(V)) ∙ k инд = 4% = (195 939 − 194 901) ∙ (1 + − 0,1%) × 100 4% × (1 + − 0,1%) × 100 4% × (1 + − 0,1%) × 100 4% руб × (1 + − 0,1%) = 1 210,18 100 МВт ∙ мес Затем рассчитаем прогнозируемый эффект от исключения трех ЕГО по следующей формуле: 12 α №3,№58,№88 12 n = ( ∑ (∑ Ррасп m i ∙ Δc ∙ k c m )) − m=1 i=1 12 − ∑ (Ррасп m №3 ∙ Δc ∙ k c m ) − ∑ (Ррасп m №58 × m=1 12 m=1 (16) × Δc ∙ k c m ) − ∑ (Ррасп m №88 ∙ Δc × m=1 × k c m ) ∙ (1 − доля РД №3,№58,№88 − − доля НП №3,№58,№88 и СН №3,№58,№88 ), где Ррасп m №3 – располагаемая мощность ТЭС-1 ТГ-3 в месяце m; Ррасп m №58 – располагаемая мощность ТЭС-6 ТГ-8 в месяце m; Ррасп m №58 – располагаемая мощность ТЭС-9 ТГ-8 в месяце m. Вычисляем прогнозируемый эффект от исключения трех ЕГО с учетом индексации по формуле (16). В данном расчете должна быть учтена сумма располагаемых мощностей по каждому месяцу в году всех объектов генерирующей компании (общее количество n=150). Для простоты восприятия вычислений в примере отражена стоимость мощности только для первого объекта ТЭС-1 ТГ-1 (i=1) и последнего объекта ТЭС-15 ТГ-10 (i=150). Итоговая сумма располагаемых мощностей за год по каждому месяцу m всех объектов за исключением трех ЕГО представлена только для января (m=1) и декабря (m=12): 50

12 α №3,№58,№88 12 150 = ( ∑ (∑ Ррасп m i ∙ Δc ∙ k c m )) − m=1 i=1 12 − ∑ (Ррасп m №3 ∙ Δc ∙ k c m ) − ∑ (Ррасп m №58 × m=1 m=1 12 × Δc ∙ k c m ) − ∑ (Ррасп m №88 ∙ Δc ∙ k c m ) × m=1 × (1 − доля РД − доля НП и СН) = = ((300 + ⋯ + 150) ∙ 1210,18 ∙ 1,12) + (… ) + + ((300 + ⋯ + 150) ∙ 1210,18 ∙ 1,12)) − − (13 ∙ 1210,18 ∙ 1,12 + ⋯ + 13 ∙ 1210,18 ∙ 1,12) − − (90 ∙ 1210,18 ∙ 1,12 + ⋯ + 90 ∙ 1210,18 ∙ 1,12) − − (200 ∙ 1210,18 ∙ 1,12 + ⋯ + 200 ∙ 1210,18 ∙ 1,12) × × (1 − 25% − 18%) = 295,4 млн руб Далее необходимо сравнить прогнозируемые значения выручки по рассматриваемым ЕГО и эффекта от их исключения. В данном случае: S№3,№58,№88 < α №3,№58,№88 244,9 < 295,4 Поскольку величина эффекта от исключения объектов превышает величину выручки по рассматриваемым объектам рассчитывается прогнозируемая величина прироста выручки формуле (12): ΔS = α№3,№58,№88 − S№3,№58,№88 = 295,4 − 244,9 = 50,5 млн руб. Значит, при отказе от подачи заявок по ЕГО № 3 (ТЭС-1 ТГ-3), № 58 (ТЭС-6 ТГ-8) и № 88 (ТЭС-9 ТГ-8) на КОМ генерирующая компания заработает на 50,5 млн руб больше, чем при подаче заявок по всем генерирующим объектам. В заключении необходимо найти новую выручку компании при отказе от подачи заявки по выбранным ЕГО. Прогнозируемая величина новой выручки компании рассчитывается по формуле (13). Для простоты восприятия расчетов под знаком суммы представлены значения выручки от продажи мощности первого объекта ТЭС-1 ТГ-1 (i=1) и последнего объекта ТЭС-15 ТГ-10 (i=150): 51

150 ∗ S = ∑ Sg + ΔS = 597,7 + ⋯ + 323,9 + 50,5 = 77,3 млрд руб. i=1 Следовательно, в рассматриваемых условиях для генерирующей компании максимальный прогнозируемый экономический эффект в виде выручки за мощность по итогам КОМ размером 77, 3 млрд руб. будет достигнут при отказе от подачи заявок на КОМ по ЕГО № 3 (ТЭС-1ТГ-3), № 58 (ТЭС-6 ТГ-8) и № 88 (ТЭС-9 ТГ-8). В данной исследовательской работе стратегия участия генерирующей компании в КОМ была разработана на основе официальной информации о результатах конкурентного отбора, проведенного в 2021 году. Однако, она применима и для будущих КОМ: для этого необходимо точно спрогнозировать цену КОМ, зная величины объема предложения и спроса на мощность. Также стоит отметить, что представленный расчетный комплекс, позволяющий максимизировать прогнозируемый экономический эффект от продажи мощности по итогам отбора, может быть использован для любой компании, участвующей в КОМ. Таким образом, в рамках раздела, посвященному разработке стратегии участия генерирующей компании в КОМ, выполнены следующие задачи: описан основной подход, лежащий в основе разработке стратегии, – учет особенности эластичного спроса на мощность в модели проведения КОМ на 2026 год; представлен алгоритм экономической оценки отказов от участия в КОМ – методика расчета экономических показателей, позволяющих оценить целесообразность принятия решения об отказе подачи заявки на КОМ по какому-либо ЕГО. Достигнута цель работы – разработана стратегия участия компании в КОМ, заключающаяся в максимизации прогнозной выручки за мощность с учетом эластичного спроса на мощность при проведении КОМ и особенности работы генерирующих объектов в течение года. Было заключено, что максимальный прирост выручки рассматриваемой компании в виде 50 млн руб. будет достигнут при отказе от подачи заявок по трем ЕГО (ТЭС-1 ТГ-3, ТЭС-6 ТГ-8 и ТЭС9 ТГ-8). При этом прогнозируемая выручка в секторе продажи мощности по итогам КОМ будет равна 77,3 млрд руб. 52

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения выпускной квалификационной работы все поставленные задачи были выполнены. А именно, в рамках раздела, посвященного характеристике рынка мощности в России, описано развитие электроэнергетической отрасли России, представлены итоги проведенной реформы отрасли. Обоснована необходимость создания рынка мощности в России как способа повышения надежности электроснабжения потребителей и инвестиционной привлекательности электроэнергетической отрасли. Проанализировано нормативноправовое регулирование рынка мощности в России: существует обширная нормативно-правовая база, включающая такие документы, как федеральные законы, постановления правительства, определяющие общие положения функционирования рынка мощности, и регламенты, приложения к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, которые освещают более частные вопросы, в том числе касающиеся деталей проведения КОМ и финансовых расчетов на оптовом рынке. Также представлены механизмы торговли мощностью на ОРЭМ. В целом мощность на оптовом рынке может продаваться по регулируемым ценам, устанавливаемым государством, и свободным ценам, формирующимся в конкурентной среде. В рамках раздела, посвященного характеристике процедуры КОМ, описано, как совершенствовалась модель КОМ в связи с меняющимися из года в год условиями проведения конкурентного отбора с целью обеспечения удовлетворенности спроса на электрическую энергию. Представлена актуальная модель КОМ: в соответствии с нормативно-правовыми актами определены требования, которые предъявляются к участникам КОМ, основные параметры, необходимые для проведения КОМ и информация, являющаяся результатом проведения КОМ. Также была описана математическая модель, лежащая в основе КОМ, представляющая собой функцию зависимости цены КОМ от объема предложения. В рамках заключительного раздела была достигнута цель работы – разработана стратегия участия генерирующей компании в КОМ. Стратегия базируется на подходе, который, во-первых, учитывает эластичный спрос на мощность в модели проведения КОМ на 2026 год, во-вторых, учитывает особенности работы генерирующих объектов в течение года. Разработанная стратегия состоит в выборе такого набора объектов, участвующих в КОМ от рассматриваемой генерирующей компании, при котором прогнозная выручка за мощность будет максимальной. Эффективный набор объектов, участвующих в КОМ от 53

компании, определялся по алгоритму экономической оценки отказов от участия в КОМ. Алгоритм представляет собой методику расчета экономических показателей, позволяющих оценить целесообразность принятия решения об отказе подачи заявки на КОМ по какому-либо ЕГО: если величина прогнозируемой выручки по рассматриваемому объекту меньше величины эффекта от его исключения, то такую ЕГО выгодно не заявлять на КОМ. Для проведения исследования в качестве исходных данных использовался обезличенный набор типовых генерирующих объектов Единой энергетической системы, расположенных в первой ценовой зоне, с учетом информации о реальной располагаемой мощности данных объектов, учтенной при проведении КОМ на 2022-2026 годы. Расчеты выполнялись с условием, что все объекты находятся в собственности или в долгосрочной аренде у одной компании. В итоге было заключено, что в рассмотренных условиях максимальный прирост выручки генерирующей компании в виде 50 млн руб. будет достигнут при отказе от подачи заявок по трем ЕГО (ТЭС-1 ТГ-3, ТЭС-6 ТГ-8 и ТЭС-9 ТГ-8). При этом прогнозируемая выручка в секторе продажи мощности по итогам КОМ будет равна 77,3 млрд руб. В исследовательской работе стратегия участия генерирующей компании в КОМ была разработана на основе официальной информации о результатах конкурентного отбора, проведенного в 2021 году. Однако, она также применима для будущих КОМ: для этого необходимо точно спрогнозировать цену КОМ, зная величины объема предложения и спроса на мощность. 54

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Официальный сайт Центра стратегических разработок северо-запада [Электронный ресурс]. – Режим доступа: /http://www.csrnw.ru/ (дата обращения: 21.04.2021) 2. Итоги реформы электроэнергетики в Российской Федерации // [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.csrnw.ru/files/publications/reform_ee_2014.pdf (дата обращения: 23.04.2021) 3. Официальный сайт Ассоциации НП Совета рынка [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.npsr.ru/ru/market/wholesale/index.htm (дата обращения: 20.04.2021) 4. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2020 году [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://soups.ru/functioning/tech-disc/tech-disc-ups/ (дата обращения: 20.04.2021) 5. Новикова О. В., Грушкин А.Н., Мокеров А.В., Гражданов А.А. Программа модернизации мощностей тепловых электростанций как инструмент повышения эффективности и надежности энергоснабжения // Неделя Науки СПБПУ. Материалы научной конференции с международным участием. 2018. С. 42-44 6. Шацкий ДПМ-2: драйвер роста или обуза для потребителей? [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.eprussia.ru/epr/343344/9403425.htm (дата обращения: 29.04.2021) 7. Архипова К.Н. Развитие электроэнергетического сектора России: от начала реформы отрасли до современного этапа // Вопросы региональной экономики. 2020. № 2(43). С. 15-24 8. Чернавский С.Я., Хачатурян Н.Р., Цветаева З.Н. Реформа российской электроэнергетики глазами аналитиков. Часть 3: насколько успешна пореформенная российская электроэнергетика? //Вестник ЦЭМИ. 2019. №3 9. Интеграция зарубежных рынков электроэнергии. Исследование №1 [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.np-sr.ru/sites/default/files/sr_pages/SR_0V053219/integraciyazarubezhnyh-rynkov-elektroenergii_2016_1.pdf (дата обращения: 20.04.2021) 10. Об электроэнергетике: Федеральный закон от 26.03.2003. №35-ФЗ: принят Гос. Думой 21 февраля 2003 г.: одобр. Советом Федерации 12 марта 2003 г. 11. О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике: Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 №1178. 55

12. 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: постановление Правительства РФ от 27.12.2010 №1172 (ред. от 18.03.2021) 13. Регламент проведения конкурентных отборов мощности: Приложение № 19.3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка (ред. от 26.01.2021 года) 14. Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии: Приложение № 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка от 14.07.2006 15. Регламент контроля за соблюдением участниками оптового рынка правил оптового рынка и договора о присоединении к торговой системе оптового рынка: Приложение № 23 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка от 29.10.2010 16. Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации. 3-е издание. / Под ред. Баркина О.Г. – М.: Издательство «Перо»,2017. – 532 с. 17. Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности: Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 года №238 18. ООО «СЛ Золото» получило регистрацию в городе Бодайбо Иркутской области. Открытое Правительство Иркутской области. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://open.irkobl.ru/governor/397051/#:~:text=Золоторудное%20местор ождение%20«Сухой%20Лог»%20находится,2%2C3%20г%2Fт (дата обращения: 17.05.2021) 19. Васильев М. Ю. О математической модели конкурентного отбора мощности. // Управление большими системами: сборник трудов. 2017 20. Официальный сайт Системного оператора ЕЭС России Конкурентный отбор мощности [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://monitor.so-ups.ru/ (дата обращения: 05.05.2021) 21. Официальный сайт Федеральной службы государственной статистики [Электронный ресурс]. – Режим доступа: Федеральная служба государственной статистики (rosstat.gov.ru) (дата обращения: 07.05.2021) 22. Официальный сайт Администратора торговой системы 56

[Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.atsenergo.ru/nreport?rname=season_koeff (дата обращения 08.05.2021) 23. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года: Министерство экономического развития Российской Федерации [Электронный ресурс]. – Режим доступа: Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года | Министерство экономического развития Российской Федерации (economy.gov.ru) (дата обращения: 07.05.2021) 24. Будылин М.А., Соколов С.В. Модель определения оптимального плана располагаемой мощности ГЭС с учетом ее равномерного распределения // Современные проблемы науки и образования. – 2014. – № 6. 57

ПРИЛОЖЕНИЕ А Таблица А.1 – Исходные данные по генерирующим объектам № Станция 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-3 ЕГО ТЭС-1 ТГ-1 ТЭС-1 ТГ-2 ТЭС-1 ТГ-3 ТЭС-1 ТГ-4 ТЭС-1 ТГ-5 ТЭС-1 ТГ-6 ТЭС-1 ТГ-7 ТЭС-1 ТГ-8 ТЭС-1 ТГ-9 ТЭС-1 ТГ-10 ТЭС-2 ТГ-1 ТЭС-2 ТГ-2 ТЭС-2 ТГ-3 ТЭС-2 ТГ-4 ТЭС-2 ТГ-5 ТЭС-2 ТГ-6 ТЭС-2 ТГ-7 ТЭС-2 ТГ-8 ТЭС-2 ТГ-9 ТЭС-2 ТГ-10 ТЭС-3 ТГ-1 Установленная мощность, МВт 300 20 13 80 60 110 80 60 60 110 80 90 156 55 160 160 110 285 135 100 110 Располагаемая мощность, МВт Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг 300,0 20,0 13,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0 300,0 20,0 13,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0 300,0 17,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0 58 300,0 16,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0 300,0 11,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 88,0 98,0 300,0 10,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 0,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 88,0 98,0 0,0 10,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 0,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 88,0 0,0 300,0 11,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 0,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 88,0 98,0 Сен Окт Ноя Дек 300,0 10,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 88,0 98,0 300,0 10,0 0,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0 300,0 17,0 13,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0 300,0 20,0 13,0 80,0 60,0 110,0 80,0 60,0 60,0 110,0 80,0 90,0 156,3 55,3 160,0 160,0 110,0 285,0 135,0 100,0 110,0

Продолжение таблицы А.1 № Станция 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 Установленная мощность, МВт ТЭС-3 ТГ-2 110 ТЭС-3 ТГ-3 110 ТЭС-3 ТГ-4 110 ТЭС-3 ТГ-5 307 ТЭС-3 ТГ-6 132 ТЭС-3 ТГ-7 110 ТЭС-3 ТГ-8 800 ТЭС-3 ТГ-9 800 ТЭС-3 ТГ-10 800 ТЭС-4 ТГ-1 500 ТЭС-4 ТГ-2 500 ТЭС-4 ТГ-3 500 ТЭС-4 ТГ-4 110 ТЭС-4 ТГ-5 110 ТЭС-4 ТГ-6 425 ТЭС-4 ТГ-7 240 ТЭС-4 ТГ-8 220 ТЭС-4 ТГ-9 130 ТЭС-4 ТГ-10 120 ТЭС-5 ТГ-1 120 ТЭС-5 ТГ-2 295 ТЭС-5 ТГ-3 250 ТЭС-5 ТГ-4 250 ЕГО Янв 110,0 110,0 110,0 307,4 132,5 110,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 425,0 240,0 220,0 130,0 120,0 120,0 295,0 250,0 250,0 Фев 110,0 110,0 110,0 307,4 132,5 110,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 425,0 240,0 220,0 130,0 120,0 120,0 295,0 250,0 250,0 Мар 110,0 110,0 110,0 307,4 132,5 110,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 425,0 240,0 220,0 130,0 120,0 120,0 295,0 250,0 250,0 59 Располагаемая мощность, МВт Апр Май Июн Июл Авг Сен 110,0 98,0 98,0 0,0 98,0 98,0 110,0 98,0 98,0 0,0 98,0 98,0 110,0 98,0 98,0 0,0 98,0 98,0 307,4 307,4 307,4 307,4 307,4 307,4 132,5 132,5 132,5 132,5 132,5 132,5 110,0 0,0 0,0 0,0 110,0 110,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 425,0 425,0 425,0 425,0 425,0 425,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 295,0 295,0 295,0 295,0 295,0 295,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 250,0 Окт 110,0 110,0 110,0 307,4 132,5 110,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 425,0 240,0 220,0 130,0 120,0 120,0 295,0 250,0 250,0 Ноя 110,0 110,0 110,0 307,4 132,5 110,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 425,0 240,0 220,0 130,0 120,0 120,0 295,0 250,0 250,0 Дек 110,0 110,0 110,0 307,4 132,5 110,0 800,0 800,0 800,0 500,0 500,0 500,0 110,0 110,0 425,0 240,0 220,0 130,0 120,0 120,0 295,0 250,0 250,0

Продолжение таблицы А.1 № Станция 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ЕГО ТЭС-5 ТГ-5 ТЭС-5 ТГ-6 ТЭС-5 ТГ-7 ТЭС-5 ТГ-8 ТЭС-5 ТГ-9 ТЭС-5 ТГ-10 ТЭС-6 ТГ-1 ТЭС-6 ТГ-2 ТЭС-6 ТГ-3 ТЭС-6 ТГ-4 ТЭС-6 ТГ-5 ТЭС-6 ТГ-6 ТЭС-6 ТГ-7 ТЭС-6 ТГ-8 ТЭС-6 ТГ-9 ТЭС-6 ТГ-10 ТЭС-7 ТГ-1 ТЭС-7 ТГ-2 ТЭС-7 ТГ-3 ТЭС-7 ТГ-4 ТЭС-7 ТГ-5 ТЭС-7 ТГ-6 Установленная мощность, МВт 250 110 110 100 250 250 19 85 63 100 250 130 65 90 100 140 800 800 800 300 300 300 Располагаемая мощность, МВт Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 58,0 100,0 250,0 130,0 65,0 90,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 61,0 100,0 250,0 130,0 65,0 90,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 3,0 85,0 63,0 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 60 250,0 110,0 110,0 10,0 250,0 250,0 16,0 85,0 32,9 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 100,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 10,0 250,0 250,0 19,0 85,0 16,4 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 100,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 10,0 250,0 250,0 16,0 85,0 0,0 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 100,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 10,0 250,0 250,0 10,0 85,0 0,0 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 100,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 10,0 250,0 250,0 10,0 85,0 0,0 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 Сен Окт Ноя Дек 250,0 110,0 110,0 10,0 250,0 250,0 18,7 85,0 0,0 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 19,3 100,0 250,0 130,0 65,0 0,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 0,0 85,0 57,7 100,0 250,0 130,0 65,0 90,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 63,0 100,0 250,0 130,0 65,0 90,0 100,0 140,0 800,0 800,0 800,0 300,0 300,0 300,0

Продолжение таблицы А.1 № Станция 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 Установленная мощность, МВт ТЭС-7 ТГ-7 300 ТЭС-7 ТГ-8 300 ТЭС-7 ТГ-9 300 ТЭС-7 ТГ-10 300 ТЭС-8 ТГ-1 120 ТЭС-8 ТГ-2 295 ТЭС-8 ТГ-3 250 ТЭС-8 ТГ-4 250 ТЭС-8 ТГ-5 250 ТЭС-8 ТГ-6 110 ТЭС-8 ТГ-7 110 ТЭС-8 ТГ-8 100 ТЭС-8 ТГ-9 250 ТЭС-8 ТГ-10 250 ТЭС-9 ТГ-1 19 ТЭС-9 ТГ-2 85 ТЭС-9 ТГ-3 63 ТЭС-9 ТГ-4 100 ТЭС-9 ТГ-5 250 ТЭС-9 ТГ-6 250 ТЭС-9 ТГ-7 200 ТЭС-9 ТГ-8 200 ЕГО Располагаемая мощность, МВт Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 58,0 100,0 250,0 250,0 200,0 200,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 61,0 100,0 250,0 250,0 200,0 190,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 3,0 85,0 63,0 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 61 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 4,0 250,0 250,0 16,0 85,0 32,9 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 4,0 250,0 250,0 19,0 85,0 16,4 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 4,0 250,0 250,0 16,0 85,0 0,0 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 4,0 250,0 250,0 10,0 85,0 0,0 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 4,0 250,0 250,0 10,0 85,0 0,0 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 Сен Окт Ноя Дек 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 4,0 250,0 250,0 18,7 85,0 0,0 100,0 250,0 250,0 200,0 0,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 19,3 100,0 250,0 250,0 200,0 60,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 0,0 85,0 57,7 100,0 250,0 250,0 200,0 200,0 300,0 300,0 300,0 300,0 120,0 295,0 250,0 250,0 250,0 110,0 110,0 100,0 250,0 250,0 19,0 85,0 63,0 100,0 250,0 250,0 200,0 200,0

Продолжение таблицы А.1 № Станция 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-12 Установленная мощность, МВт ТЭС-9 ТГ-9 100 ТЭС-9 ТГ-10 140 ТЭС-10 ТГ-1 300 ТЭС-10 ТГ-2 300 ТЭС-10 ТГ-3 300 ТЭС-10 ТГ-4 300 ТЭС-10 ТГ-5 300 ТЭС-10 ТГ-6 300 ТЭС-10 ТГ-7 300 ТЭС-10 ТГ-8 300 ТЭС-10 ТГ-9 300 ТЭС-10 ТГ-10 300 ТЭС-11 ТГ-1 200 ТЭС-11 ТГ-2 200 ТЭС-11 ТГ-3 200 ТЭС-11 ТГ-4 200 ТЭС-11 ТГ-5 200 ТЭС-11 ТГ-6 450 ТЭС-11 ТГ-7 450 ТЭС-11 ТГ-8 450 ТЭС-11 ТГ-9 450 ТЭС-11 ТГ-10 450 ТЭС-12 ТГ-1 260 ЕГО Располагаемая мощность, МВт Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 62 100,0 100,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 100,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 100,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 100,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 Сен Окт Ноя Дек 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0 100,0 140,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 260,0

Продолжение таблицы А.1 № Станция 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ГЭС-1 ГЭС-1 ГЭС-1 ГЭС-2 ГЭС-2 ГЭС-2 ГЭС-3 ГЭС-3 ГЭС-3 ТЭС-13 131 ТЭС-14 Установленная мощность, МВт ТЭС-12 ТГ-2 260 ТЭС-12 ТГ-3 260 ТЭС-12 ТГ-4 800 ТЭС-12 ТГ-5 800 ТЭС-12 ТГ-6 334 ТЭС-12 ТГ-7 310 ТЭС-12 ТГ-8 800 ТЭС-12 ТГ-9 800 ТЭС-12 ТГ-10 800 ГЭС-1 ГГ-1 52 ГЭС-1 ГГ-2 56 ГЭС-1 ГГ-3 56 ГЭС-2 ГГ-1 10 ГЭС-2 ГГ-2 14 ГЭС-2 ГГ-3 3 ГЭС-3 ГГ-1 12 ГЭС-3 ГГ-2 12 ГЭС-3 ГГ-3 12 ТЭС-13 1000 ЕГО ТЭС-14 ТГ-1 300 Располагаемая мощность, МВт Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 62,5 62,0 62,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 55,0 55,0 55,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 63 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 47,0 46,0 46,0 10,0 14,0 2,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 54,0 54,0 54,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 2,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 2,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 Сен Окт Ноя Дек 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 67,0 67,0 67,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0 260,0 260,0 800,0 800,0 334,0 310,0 800,0 800,0 800,0 51,8 56,0 56,0 10,0 14,0 3,0 12,0 12,0 12,0 1000, 0 300,0

Окончание таблицы А.1 № Станция 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 Установленная мощность, МВт ТЭС-14 ТГ-2 315 ТЭС-14 ТГ-3 330 ТЭС-14 ТГ-4 310 ТЭС-14 ТГ-5 300 ТЭС-14 ТГ-6 290 ТЭС-14 ТГ-7 200 ТЭС-14 ТГ-8 250 ТЭС-14 ТГ-9 290 ТЭС-14 ТГ-10 290 ТЭС-15 ТГ-1 100 ТЭС-15 ТГ-2 100 ТЭС-15 ТГ-3 100 ТЭС-15 ТГ-4 100 ТЭС-15 ТГ-5 90 ТЭС-15 ТГ-6 150 ТЭС-15 ТГ-7 150 ТЭС-15 ТГ-8 150 ТЭС-15 ТГ-9 150 ТЭС-15 ТГ-10 150 ЕГО Располагаемая мощность, МВт Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 90,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 90,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 90,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 64 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 85,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 0,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 75,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 0,0 0,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 0,0 0,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 Сен Окт Ноя Дек 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 90,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 90,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 315,0 330,0 310,0 300,0 290,0 200,0 250,0 290,0 290,0 100,0 100,0 100,0 100,0 90,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Таблица Б.1 – Результаты расчетов прогнозируемых величин выручки, эффекта от последовательного исключения каждой ЕГО и изменения выручки при исключении ЕГО № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-1 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-2 ТЭС-3 ТЭС-1 ТГ-1 ТЭС-1 ТГ-2 ТЭС-1 ТГ-3 ТЭС-1 ТГ-4 ТЭС-1 ТГ-5 ТЭС-1 ТГ-6 ТЭС-1 ТГ-7 ТЭС-1 ТГ-8 ТЭС-1 ТГ-9 ТЭС-1 ТГ-10 ТЭС-2 ТГ-1 ТЭС-2 ТГ-2 ТЭС-2 ТГ-3 ТЭС-2 ТГ-4 ТЭС-2 ТГ-5 ТЭС-2 ТГ-6 ТЭС-2 ТГ-7 ТЭС-2 ТГ-8 ТЭС-2 ТГ-9 ТЭС-2 ТГ-10 ТЭС-3 ТГ-1 597,67 31,51 10,126 172,77 129,57 237,55 172,77 129,57 129,57 237,55 132,69 194,36 337,54 119,42 345,53 345,53 237,55 615,48 291,54 205,93 211,13 65 Эффект от исключения объекта, млн руб. 291,11 19,72 12,884 78,19 58,72 107,36 78,19 58,72 58,72 107,36 78,23 87,92 152,27 54,14 155,86 155,86 107,36 276,50 131,62 97,65 107,39 Изменение выручки, млн руб. -306,56 -11,79 2,758 -94,57 -70,85 -130,20 -94,57 -70,85 -70,85 -130,20 -54,46 -106,44 -185,27 -65,28 -189,68 -189,68 -130,20 -338,98 -159,92 -108,28 -103,74

Продолжение таблицы Б.1 № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-3 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-4 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-3 ТГ-2 ТЭС-3 ТГ-3 ТЭС-3 ТГ-4 ТЭС-3 ТГ-5 ТЭС-3 ТГ-6 ТЭС-3 ТГ-7 ТЭС-3 ТГ-8 ТЭС-3 ТГ-9 ТЭС-3 ТГ-10 ТЭС-4 ТГ-1 ТЭС-4 ТГ-2 ТЭС-4 ТГ-3 ТЭС-4 ТГ-4 ТЭС-4 ТГ-5 ТЭС-4 ТГ-6 ТЭС-4 ТГ-7 ТЭС-4 ТГ-8 ТЭС-4 ТГ-9 ТЭС-4 ТГ-10 ТЭС-5 ТГ-1 ТЭС-5 ТГ-2 ТЭС-5 ТГ-3 ТЭС-5 ТГ-4 ТЭС-5 ТГ-5 211,13 211,13 211,13 663,87 286,06 183,04 1727,66 1727,66 1727,66 1079,79 1079,79 1079,79 237,55 237,55 917,82 518,30 475,11 280,75 259,15 259,15 637,08 539,89 539,89 539,89 66 Эффект от исключения объекта, млн руб. 107,39 107,39 107,39 298,04 129,16 107,43 764,58 764,58 764,58 482,02 482,02 482,02 107,36 107,36 410,62 233,17 213,87 126,77 117,07 117,07 286,12 242,81 242,81 242,81 Изменение выручки, млн руб. -103,74 -103,74 -103,74 -365,83 -156,90 -75,61 -963,09 -963,09 -963,09 -597,77 -597,77 -597,77 -130,20 -130,20 -507,20 -285,13 -261,23 -153,97 -142,08 -142,08 -350,96 -297,09 -297,09 -297,09

Продолжение таблицы Б.1 № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-5 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-6 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-7 ТЭС-5 ТГ-6 ТЭС-5 ТГ-7 ТЭС-5 ТГ-8 ТЭС-5 ТГ-9 ТЭС-5 ТГ-10 ТЭС-6 ТГ-1 ТЭС-6 ТГ-2 ТЭС-6 ТГ-3 ТЭС-6 ТГ-4 ТЭС-6 ТГ-5 ТЭС-6 ТГ-6 ТЭС-6 ТГ-7 ТЭС-6 ТГ-8 ТЭС-6 ТГ-9 ТЭС-6 ТГ-10 ТЭС-7 ТГ-1 ТЭС-7 ТГ-2 ТЭС-7 ТГ-3 ТЭС-7 ТГ-4 ТЭС-7 ТГ-5 ТЭС-7 ТГ-6 ТЭС-7 ТГ-7 ТЭС-7 ТГ-8 ТЭС-7 ТГ-9 237,55 237,55 125,04 539,89 539,89 30,25 183,56 70,52 215,96 539,89 280,75 140,37 70,102 215,96 275,52 1727,66 1727,66 1727,66 647,87 647,87 647,87 647,87 647,87 647,87 67 Эффект от исключения объекта, млн руб. 107,36 107,36 97,75 242,81 242,81 18,74 83,06 61,70 97,64 242,81 126,77 63,59 88,059 97,64 136,52 764,58 764,58 764,58 290,92 290,92 290,92 290,92 290,92 290,92 Изменение выручки, млн руб. -130,20 -130,20 -27,29 -297,09 -297,09 -11,50 -100,51 -8,82 -118,32 -297,09 -153,97 -76,78 17,957 -118,32 -139,01 -963,09 -963,09 -963,09 -356,95 -356,95 -356,95 -356,95 -356,95 -356,95

Продолжение таблицы Б.1 № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 ТЭС-7 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-8 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-9 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-7 ТГ-10 ТЭС-8 ТГ-1 ТЭС-8 ТГ-2 ТЭС-8 ТГ-3 ТЭС-8 ТГ-4 ТЭС-8 ТГ-5 ТЭС-8 ТГ-6 ТЭС-8 ТГ-7 ТЭС-8 ТГ-8 ТЭС-8 ТГ-9 ТЭС-8 ТГ-10 ТЭС-9 ТГ-1 ТЭС-9 ТГ-2 ТЭС-9 ТГ-4 ТЭС-9 ТГ-5 ТЭС-9 ТГ-6 ТЭС-9 ТГ-7 ТЭС-9 ТГ-8 ТЭС-9 ТГ-9 ТЭС-9 ТГ-10 ТЭС-10 ТГ-1 ТЭС-10 ТГ-2 ТЭС-10 ТГ-3 ТЭС-10 ТГ-4 647,87 259,15 637,08 539,89 539,89 539,89 237,55 237,55 118,98 539,89 539,89 30,25 183,56 215,96 539,89 539,89 431,92 164,705 215,96 275,52 647,87 647,87 647,87 647,87 68 Эффект от исключения объекта, млн руб. 290,92 117,07 286,12 242,81 242,81 242,81 107,36 107,36 97,76 242,81 242,81 18,74 83,06 97,64 242,81 242,81 194,56 195,220 97,64 136,52 290,92 290,92 290,92 290,92 Изменение выручки, млн руб. -356,95 -142,08 -350,96 -297,09 -297,09 -297,09 -130,20 -130,20 -21,22 -297,09 -297,09 -11,50 -100,51 -118,32 -297,09 -297,09 -237,36 30,515 -118,32 -139,01 -356,95 -356,95 -356,95 -356,95

Продолжение таблицы Б.1 № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-10 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-11 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-10 ТГ-5 ТЭС-10 ТГ-6 ТЭС-10 ТГ-7 ТЭС-10 ТГ-8 ТЭС-10 ТГ-9 ТЭС-10 ТГ-10 ТЭС-11 ТГ-1 ТЭС-11 ТГ-2 ТЭС-11 ТГ-3 ТЭС-11 ТГ-4 ТЭС-11 ТГ-5 ТЭС-11 ТГ-6 ТЭС-11 ТГ-7 ТЭС-11 ТГ-8 ТЭС-11 ТГ-9 ТЭС-11 ТГ-10 ТЭС-12 ТГ-1 ТЭС-12 ТГ-2 ТЭС-12 ТГ-3 ТЭС-12 ТГ-4 ТЭС-12 ТГ-5 ТЭС-12 ТГ-6 ТЭС-12 ТГ-7 647,87 647,87 647,87 647,87 647,87 647,87 431,92 431,92 431,92 431,92 431,92 971,81 971,81 971,81 971,81 971,81 561,49 561,49 561,49 1727,66 1727,66 721,30 669,47 69 Эффект от исключения объекта, млн руб. 290,92 290,92 290,92 290,92 290,92 290,92 194,56 194,56 194,56 194,56 194,56 434,45 434,45 434,45 434,45 434,45 252,44 252,44 252,44 764,58 764,58 323,57 300,53 Изменение выручки, млн руб. -356,95 -356,95 -356,95 -356,95 -356,95 -356,95 -237,36 -237,36 -237,36 -237,36 -237,36 -537,36 -537,36 -537,36 -537,36 -537,36 -309,05 -309,05 -309,05 -963,09 -963,09 -397,73 -368,94

Продолжение таблицы Б.1 № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 ТЭС-12 ТЭС-12 ТЭС-12 ГЭС-1 ГЭС-1 ГЭС-1 ГЭС-2 ГЭС-2 ГЭС-2 ГЭС-3 ГЭС-3 ГЭС-3 ТЭС-13 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-14 ТЭС-15 ТЭС-12 ТГ-8 ТЭС-12 ТГ-9 ТЭС-12 ТГ-10 ГЭС-1 ГГ-1 ГЭС-1 ГГ-2 ГЭС-1 ГГ-3 ГЭС-2 ГГ-1 ГЭС-2 ГГ-2 ГЭС-2 ГГ-3 ГЭС-3 ГГ-1 ГЭС-3 ГГ-2 ГЭС-3 ГГ-3 ТЭС-13 ТЭС-14 ТГ-1 ТЭС-14 ТГ-2 ТЭС-14 ТГ-3 ТЭС-14 ТГ-4 ТЭС-14 ТГ-5 ТЭС-14 ТГ-6 ТЭС-14 ТГ-7 ТЭС-14 ТГ-8 ТЭС-14 ТГ-9 ТЭС-14 ТГ-10 ТЭС-15 ТГ-1 1727,66 1727,66 1727,66 128,50 129,03 129,03 20,87 29,22 5,77 25,04 25,04 25,04 2159,58 647,87 680,27 712,66 566,07 499,21 626,28 431,92 539,89 626,28 626,28 215,96 70 Эффект от исключения объекта, млн руб. 764,58 764,58 764,58 46,27 50,01 50,01 9,08 12,64 2,84 10,86 10,86 10,86 950,22 290,92 305,33 319,73 300,92 291,47 281,31 194,56 242,81 281,31 281,31 97,64 Изменение выручки, млн руб. -963,09 -963,09 -963,09 -82,23 -79,02 -79,02 -11,79 -16,58 -2,93 -14,18 -14,18 -14,18 -1209,36 -356,95 -374,93 -392,93 -265,14 -207,74 -344,97 -237,36 -297,09 -344,97 -344,97 -118,32

Окончание таблицы Б.1 № Станция ЕГО Выручка, млн руб. 142 143 144 145 146 147 148 149 150 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТЭС-15 ТГ-2 ТЭС-15 ТГ-3 ТЭС-15 ТГ-4 ТЭС-15 ТГ-5 ТЭС-15 ТГ-6 ТЭС-15 ТГ-7 ТЭС-15 ТГ-8 ТЭС-15 ТГ-9 ТЭС-15 ТГ-10 215,96 215,96 215,96 130,46 323,94 323,94 323,94 323,94 323,94 71 Эффект от исключения объекта, млн руб. 97,64 97,64 97,64 87,99 146,17 146,17 146,17 146,17 146,17 Изменение выручки, млн руб. -118,32 -118,32 -118,32 -42,47 -177,77 -177,77 -177,77 -177,77 -177,77

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

Рецензия от Юлия Ортикова

Работа посвящена актуальным вопросам повышения экономической эффективности функционирования генерирующих объектов на оптовом рынке энергии и мощности. На территории Санкт-Петербурга функционируют 8 теплоэлектроцентралей, принадлежащих генерирующей компании ПАО «ТГК-1». Каждая из электростанций заинтересована в получении максимального экономического эффекта от продажи мощности на рынке. По итога...

больше 3 лет назад

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв