Постановление № 149 от 07.03.2019

ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ МОЛДОВА

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Положения о чрезвычайных ситуациях на рынке

электроэнергии и Плана действий в чрезвычайных

ситуациях на рынке электроэнергии

№ 149  от  07.03.2019

 (в силу 29.04.2019) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 111-118 ст. 216 от 29.03.2019

* * *

Утратил силу: 17.12.2024

Постановление Правительства N 820 от 11.12.2024

На основании подпункта m) части (1) статьи 4 Закона об электроэнергии № 107/2016 (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.413) Правительство

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить:

1) Положение о чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, согласно приложению № 1.

2) План действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, согласно приложению № 2.

2. В Постановление Правительства № 1340/2001 о Комиссии по чрезвычайным ситуациям Республики Молдова (Официальный монитор Республики Молдова, 2001 г., № 150-151, ст.1387) внести следующие изменения:

1) вступительную часть изложить в следующей редакции:

"На основании статьи 17 Закона № 271/1994 о гражданской защите (Официальный монитор Республики Молдова, 1994 г., № 20, ст.231), Закона № 107/2016 об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, № 413) и пункта g) части (1) статьи 4 Закона № 108/2016 о природном газе (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.415) Правительство ПОСТАНОВЛЯЕТ:";

2) в приложении № 2:

a) пункт 4 дополнить текстом ", а также Планом действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, в случае чрезвычайных ситуаций, возникших на рынке электроэнергии.";

b) в пункте 6 текст "на рынке природного газа, предусмотренных Законом № 108 от 27 мая 2016 года о природном газе" заменить текстом "на рынке электроэнергии и природного газа, установленных в соответствии с Законом об электроэнергии № 107/2016 и Законом № 108/2016 о природном газе".

3. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на центральный отраслевой орган публичного управления в области энергетики.

Приложение № 1

к Постановлению Правительства

№ 149/2019

ПОЛОЖЕНИЕ

о чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Положение о чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии (в дальнейшем – Положение) создает необходимую правовую основу для обеспечения безопасности снабжения электроэнергией путем организации нормального и бесперебойного функционирования рынка электроэнергии и осуществления мер, призванных обеспечить предотвращение ограничения и/или прерывания снабжения потребителей электроэнергией или его восстановление в кратчайшие сроки в случае возникновения чрезвычайных ситуаций на рынке электроэнергии (в дальнейшем – чрезвычайные ситуации).

2. Настоящее Положение включает следующие основные задачи:

1) определение чрезвычайных ситуаций и установление прозрачной и недискриминационной политики в целях надежности снабжения электроэнергией, соответствующей требованиям рынка электроэнергии;

2) определение роли и обязанностей компетентных органов публичной власти, электроэнергетических предприятий, в частности, оператора передающей системы, операторов распределительных систем, производителей и поставщиков электроэнергии, а также согласование действий участников рынка электроэнергии во время чрезвычайных ситуаций;

3) установление критериев оценки рисков, связанных с безопасностью снабжения электроэнергией (в дальнейшем – риски);

4) установление критериев определения конечных потребителей, снабжение которых электроэнергией, в пределах технических возможностей, производители, системные операторы и поставщики должны обеспечивать в первоочередном порядке, а также конечных потребителей, к которым может быть применена мера ограничения или прекращения снабжения электроэнергией в случае возникновения чрезвычайной ситуации;

5) определение содержания Плана действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, который должен включать специфические меры, которые необходимо применять в случае невозможности частичного или полного обеспечения потребителей электроэнергией на местном, региональном или национальном уровне по причине возникновения чрезвычайных ситуаций;

6) обеспечение правильной, бесперебойной работы, в условиях конкурентоспособности, внутреннего рынка электроэнергии, и введение в действие недискриминационных, прозрачных и специфических процедур для гарантирования безопасности снабжения электроэнергией в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;

7) создание необходимых условий для мониторинга безопасности снабжения электроэнергией.

3. Для целей настоящего Положения применяются понятия, определенные в Законе № 107/2016 об электроэнергии, а также понятия, определяемые следующим образом:

неисправность – обнаруженная или уже случившаяся неисправность элемента электроэнергетической системы, которая относится или не относится к области ответственности оператора передающей системы, в том числе элементов электроустановок пользователей сети и распределительных электросетей, которые считаются важными оператором передающей системы, благодаря их влиянию на электроэнергетическую систему с точки зрения обеспечения безопасности снабжения электроэнергией и предоставления системных услуг, имеющих значение в контексте обеспечения операционной безопасности сетей электропередачи;

обычная неисправность – выход из строя одного элемента сетей электропередачи (одной линии, одной линии двойной цепи, трансформатора, автотрансформатора, компенсирующей установки, подключенной непосредственно к сетям электропередачи, генерирующего блока, подключенной непосредственно к сетям электропередачи);

чрезвычайная неисправность – выход из строя сборной шины на одной электростанции или выход из строя одного элемента сетей электропередачи, как, например, неисправность общего порядка с потерей более одной линии электропередачи простой или двойной цепи, одного трансформатора, одного генерирующего блока;

экстренная неисправность – одновременный выход из строя нескольких элементов сетей электропередачи, таких как: две самостоятельные линии электропередачи, одна передающая подстанция с более чем одной сборной шиной, один столб с более чем двумя схемами, один или несколько генерирующих блоков с общей мощностью, превышающей максимальную моментальную величину отклонения между производством и потреблением в синхронной зоне, которая учитывается при определении размера резерва первичного регулирования;

поломка в передающей сети – любой вид короткого замыкания (однофазное, двухфазное и трехфазное, с заземлением или без), оборванный провод, прерванная схема или прерывистое соединение, возникшее в результате постоянной неисправности элемента поврежденной сети электропередачи;

безопасность электроэнергетической системы – способность электроэнергетической системы справляться со всеми резкими возмущениями, такими как короткие замыкания или непредвиденные потери некоторых его элементов;

операционная безопасность электроэнергетической системы – способность электроэнергетической системы поддерживать нормальное состояние или максимально быстро возвращаться к нормальному положению в случае возникновения неисправности, которая характеризуется тепловыми пределами, ограничениями напряжения, токами короткого замыкания, пределами частоты и пределами стабильности;

надежность эксплуатации электрических сетей – бесперебойная эксплуатация сетей электропередачи или распределительных электрических сетей в предсказуемых обстоятельствах;

чрезвычайная ситуация в электроэнергетическом секторе – положение, создавшееся в электроэнергетическом секторе в результате аварии, стихийного бедствия, разрушительного явления или явления иного характера, которое привело к повреждению или разрушению инфраструктуры электроэнергетической системы, прерыванию снабжения электроэнергией, созданию значительных материальных убытков, ухудшению экономической деятельности и условий жизни населения пострадавшей территории;

чрезвычайная ситуация на рынке электроэнергии – ситуация, сложившаяся на рынке электроэнергии в результате существенного дисбаланса между предложением и спросом на электроэнергию, что ставит под угрозу энергоснабжение потребителей или приводит к внезапному и значительному росту цен;

нормальное рабочее состояние электроэнергетической системы – положение, при котором электроэнергетическая система, несмотря на некоторые обстоятельства, находится в состоянии, при котором сохраняются нормальные параметры работы и надежное рабочее состояние электроэнергетической системы;

статическая устойчивость – способность электроэнергетической системы приходить в состояние постоянного режима, тождественного исходному режиму или очень близкого к нему, в результате какого-либо небольшого возмущения;

переходная устойчивость – способность электроэнергетической системы возвращаться в синхронное рабочее состояние после одного или нескольких существенных возмущений;

надежное рабочее состояние – рабочее состояние, при котором удовлетворяется критерий статической и переходной устойчивости;

нормальные рабочие параметры электроэнергетической системы – параметры, соблюдающие предельные значения напряжения, токов и частоты, установленные в Технических правилах для электрических сетей, утвержденных Национальным агентством по регулированию в энергетике, а также в национальных стандартах качества, утвержденных национальным органом стандартизации;

существенное возмущение – короткие замыкания, отключения линий, трансформаторов или генерирующих блоков, которые вызывают существенные отклонения рабочих параметров электроэнергетической системы;

план восстановления работы электроэнергетической системы – разработанный оператором передающей системы план, содержащий технические и организационные меры, которые необходимо осуществить для возврата в нормальное рабочее состояние электроэнергетической системы, после возникновения существенного возмущения в электроэнергетической системе или после частичного, или полного прекращения подачи электроэнергии в электроэнергетической системе;

пиковое потребление (пиковая нагрузка) – максимальное значение электрической нагрузки, установленное за определенный период времени.

II. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ СНАБЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ

4. Обеспечение безопасности снабжения электроэнергией является распределенной компетенцией электроэнергетических предприятий и органов публичной власти, ответственных за надлежащее функционирование данного сектора, в соответствии с институциональными/ функциональными компетенциями и предполагает установление и мониторинг внедрения превентивных и срочных мер, которые следует ввести в действие для предотвращения чрезвычайных ситуаций и, соответственно, в случае возникновения чрезвычайных ситуаций. В этих целях Правительство и оператор передающей системы выполняют обязанности, предусмотренные Законом об электроэнергии № 107/2016, и продвигают двустороннее и региональное сотрудничество в вопросах обеспечения безопасности снабжения электроэнергией.

5. Центральный отраслевой орган публичного управления в области энергетики (в дальнейшем – центральный отраслевой орган) выполняет следующие обязанности:

1) осуществляет оценку рисков в соответствии с критериями, установленными в приложении к настоящему Положению, на основании информации, представленной в обязательном порядке электроэнергетическими предприятиями;

2) разрабатывает, реализует и осуществляет мониторинг выполнения Плана действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии;

3) разрабатывает и реализует Правила охраны электрических сетей;

4) оказывает помощь Правительству в мониторинге безопасности снабжения электроэнергией на национальном уровне и разрабатывает отчет о мониторинге безопасности снабжения электроэнергией.

6. Для выполнения обязанностей, установленных настоящим Положением, центральный отраслевой орган сотрудничает с Национальным агентством по регулированию в энергетике (в дальнейшем – НАРЭ) и с электроэнергетическими предприятиями.

7. Центральный отраслевой орган сотрудничает с другими ведомствами или органами центрального публичного управления, с другими органами публичной власти, с органами местного публичного управления и с электроэнергетическими предприятиями в целях предотвращения возможных перерывов в снабжении электроэнергией и ограничения ущерба, который может быть причинен в случае возникновения чрезвычайной ситуации.

8. В целях обеспечения безопасности снабжения электроэнергией центральный отраслевой орган сотрудничает с оператором передающей системы и с компетентными государственными органами соседних стран, в частности, в связи с:

1) координацией мер по безопасности снабжения электроэнергией в чрезвычайных ситуациях, установленных в соответствии с настоящим Положением;

2) развитием и модернизацией межсистемных соединений для обеспечения необходимых мощностей в целях обеспечения безопасности снабжения электроэнергией;

3) поиском условий и практических способов оказания взаимной помощи;

4) обменом информацией о предотвращении и/или преодолении чрезвычайных ситуаций.

9. Общее управление чрезвычайными ситуациями, в том числе путем согласования мер, предпринятых центральным отраслевым органом, другими ведомствами и органами центрального публичного управления, иными органами публичной власти, электроэнергетическими предприятиями, в частности оператором передающей системы, а также другими участниками рынка электроэнергии в случае возникновения чрезвычайной ситуации, а также мониторинг реализации соответствующих мер ведется Комиссией по чрезвычайным ситуациям Республики Молдова (в дальнейшем – Комиссия), созданной в соответствии с Постановлением Правительства № 1340/2001 о Комиссии по чрезвычайным ситуациям Республики Молдова.

III. КОМИССИЯ ПО ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ СИТУАЦИЯМ

10. Комиссия осуществляет свою деятельность в соответствии с действующим законодательством, в том числе согласно Закону об электроэнергии № 107/2016, настоящему Положению, а также в соответствии с Положением о Комиссии по чрезвычайным ситуациям Республики Молдова, утвержденным Постановлением Правительства № 1340/2001 (в дальнейшем – Положение о Комиссии).

11. Комиссия выполняет следующие обязанности:

a) рассматривает, в течение 12 часов, сообщения о возникновении чрезвычайной ситуации и устанавливает возникновение чрезвычайной ситуации, при подтверждении соответствующих условий;

b) принимает на себя, в случае установления чрезвычайной ситуации, обязанности по общему управлению чрезвычайной ситуацией, в частности, обязанности по координации действий, которые должны быть предприняты в соответствии с Планом действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, центральным отраслевым органом, другими ведомствами и органами центрального публичного управления, иными органами публичной власти, электроэнергетическими предприятиями, а также другими участниками рынка электроэнергии;

c) анализирует характер, причины и последствия чрезвычайных ситуаций, эффективность предпринятых мер по обеспечению снабжения электроэнергией и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций, а также анализирует другую релевантную информацию;

d) принимает решения по применению срочных мер, не предусмотренных в Плане действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, по ликвидации аварий в ЭС и по обеспечению защиты населения и имущества;

e) обеспечивает оповещение населения, через средства массовой информации, о причинах и масштабах чрезвычайных ситуаций, о предпринятых электроэнергетическими предприятиями и компетентными государственными органами мерах по предотвращению и ликвидации их последствий, по защите населения и территории, по ознакомлению населения с правилами поведения в чрезвычайных ситуациях, а также о предпринятых мерах по обеспечению снабжения электроэнергией;

f) осуществляет мониторинг выполнения электроэнергетическими предприятиями, центральным отраслевым органом, другими ведомствами или органами центрального публичного управления, иными органами публичной власти, а также другими участниками рынка электроэнергии мер, установленных в Плане действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, в целях предотвращения возникновения чрезвычайных ситуаций, повышения степени защиты электроэнергетической системы и обеспечения снабжения потребителей электроэнергией;

g) выполняет другие обязанности, установленные в настоящем Положении и в Положении о Комиссии.

12. Ведение делопроизводства Комиссии обеспечивается Генеральным инспекторатом по чрезвычайным ситуациям в соответствии с положениями пункта 6 Постановления Правительства № 1340/2001 о Комиссии по чрезвычайным ситуациям Республики Молдова.

13. Согласно пункту 13 приложения № 2 к Постановлению Правительства № 1340/2001, в случае угрозы, возникновения или ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций деятельность Комиссии обеспечивается Центром по регулированию в чрезвычайных ситуациях, образованным при Генеральном инспекторате по чрезвычайным ситуациям.

IV. ПЛАН ДЕЙСТВИЙ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

14. Для сокращения числа ситуаций, в которых может пострадать безопасность снабжения электроэнергией, а также для эффективного управления чрезвычайной ситуацией как в электроэнергетическом секторе, так и на рынке электроэнергии, центральный отраслевой орган разрабатывает и представляет Правительству на утверждение План действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии (в дальнейшем – План действий).

15. В целях разработки Плана действий центральный отраслевой орган в сотрудничестве с электроэнергетическими предприятиями и на основе информации, предоставленной ими, проводит широкий анализ существующего положения в электроэнергетической системе, ситуации на рынке электроэнергии и на региональных рынках электроэнергии, а также выявляет и оценивает риски согласно принципам, установленным в приложении к настоящему Положению.

16. При разработке Плана действий центральный отраслевой орган сотрудничает, в частности путем осуществления обмена информацией, с НАРЭ и участниками рынка электроэнергии. План действий разработан при участии оператора передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системы.

17. План действий должен отражать решения по сокращению рисков, а также по восстановлению нормального рабочего состояния электроэнергетической системы в случае возникновения чрезвычайных ситуаций, а при его разработке должны соблюдаться следующие задачи:

1) продвижение и привлечение инвестиций на развитие новых мощностей по производству электроэнергии, для обеспечения диверсификации источников энергии;

2) продвижение и привлечение инвестиций для развития сетей электропередачи, в том числе межсистемных соединений, для создания благоприятной среды для безопасной, надежной и устойчивой работы электроэнергетической системы;

3) повышение энергоэффективности электроэнергетической системы, в том числе путем содействия внедрению процессов и оборудования по экономии электроэнергии, укрепления государственной производственной структуры и сокращения доли энергоемких технологий;

4) снижение долгосрочных последствий повышения спроса на электроэнергию;

5) увеличение доли электроэнергии из возобновляемых источников при снабжении электроэнергией;

6) поддержание разумного баланса между стоимостью инвестиций в инфраструктуру электроэнергетической системы и преимуществами для конечных потребителей;

7) создание благоприятных условий для обеспечения удовлетворения внутреннего спроса на электроэнергию, а также для снабжения электроэнергией в условиях доступности, постоянного наличия, надежности, бесперебойности, качества и прозрачности;

8) создание необходимых условий для того, чтобы рынок электроэнергии был функциональным и конкурентоспособным;

9) создание необходимых предпосылок для интеграции рынка электроэнергии в региональный рынок, с укреплением позиции Республики Молдова в качестве транзитной страны в сфере электроэнергии.

18. План действий должен содержать следующие данные и сведения:

1) оценка рынка электроэнергии и состояния электроэнергетической системы, с применением соответствующих показателей концентрации/эффективности;

2) существующие межсистемные соединения, а также те, которые планируется развивать для диверсификации направлений и источников энергии, необходимых для обеспечения безопасности снабжения электроэнергией;

3) результаты выявления и оценки рисков, связанных с безопасностью снабжения электроэнергией, и предлагаемые решения по их преодолению;

4) роль и ответственность компетентных органов, оператора передающей системы, других электроэнергетических предприятий, в том числе возложенные на них обязанности по оказанию публичной услуги, а также роль и ответственность других участников рынка электроэнергии по предотвращению возникновения чрезвычайных ситуаций в случае их возникновения;

5) превентивные меры, которые следует предпринять во избежание возникновения чрезвычайных ситуаций, в том числе касающиеся:

a) развития производственных, передающих и/или распределительных электроэнергетических мощностей;

b) надежности эксплуатации электросетей;

c) повышения гибкости электроэнергетической системы, производства электроэнергии, в том числе производства электроэнергии из возобновляемых источников, а также повышения, касающиеся гибкости импорта электроэнергии как с востока, так и с запада;

d) снижения спроса на электроэнергию и использования резервных источников производства электроэнергии в случае дисбаланса между производством и потреблением, содействие и использование договоров на прерываемую поставку электроэнергии;

6) меры, связанные с поддержанием и использованием запасов альтернативного топлива, необходимых для производства электроэнергии в чрезвычайных ситуациях, мерах по диверсификации направлений и источников снабжения альтернативными видами топлива, используемыми для производства электроэнергии;

7) способы и случаи, когда необходимо ограничить или даже прекратить подачу электроэнергии для некоторых категорий потребителей в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;

8) прочие экстренные меры, которые следует предпринять в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;

9) категории потребителей, в отношении которых, в случае возникновения чрезвычайных ситуаций, будут предприняты необходимые меры по поддержанию снабжения электроэнергией, при условии наличия технических возможностей и с соблюдением требований Правил устройства электроустановок;

10) механизмы, которые следует использовать в ходе сотрудничества с соседними или другими странами, в том числе в контексте составления и введения в действие совместных планов действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии.

19. При определении и разработке мер, которые должны быть включены в План действий, следует учитывать экономические последствия, их эффективность и действенность, влияние на функционирование рынка электроэнергии, а также на окружающую среду и на потребителей электроэнергии. Таким образом, следует отдавать преимущество превентивным мерам, основанным на рыночных механизмах, которые не создают ненужных, невыполнимых задач для электроэнергетических предприятий и не оказывают отрицательного влияния на способ функционирования рынка электроэнергии.

20. При разработке Плана действий, в частности мер, касающихся инфраструктуры электроэнергетической системы, следует учитывать 10-летние планы развития сетей электропередачи и 3-летние планы развития распределительных электросетей.

21. План действий должен выполнять задачи, установленные в Законе № 107/2016 об электроэнергии, а также обеспечивать наличие у электроэнергетических предприятий и потребителей электроэнергии, в пределах технических возможностей, достаточного времени для реагирования на чрезвычайную ситуацию, наступившую на рынке электроэнергии.

22. При разработке Плана действий следует учитывать уровни функционирования электроэнергетической системы, указанные в пункте 18 приложения к настоящему Положению, а также возможность внесения в соответствующий План мер, соответствующих следующим условиям:

1) не вводятся меры по ограничению потоков электроэнергии на рынке электроэнергии;

2) не создается угроза или серьезно не ухудшается снабжение электроэнергией в соседних странах;

3) сохраняются условия предоставления доступа к электрическим сетям для осуществления трансграничных обменов электроэнергией, установленных Законом № 107/2016 об электроэнергии, по мере технических возможностей и в пределах требований безопасности электроэнергетической системы.

23. План действий утверждается Правительством и размещается на официальной веб-странице центрального отраслевого органа.

24. В контексте положений пункта 8 центральный отраслевой орган участвует совместно с компетентными органами соседних стран в разработке совместных планов действий в случае чрезвычайных ситуаций на рынке электроэнергии.

25. План действий обновляется каждые два года, если обстоятельства не требуют более частого обновления, и отражает обновленную версию оценки рисков.

V. ЧРЕЗВЫЧАЙНАЯ СИТУАЦИЯ И ОБЯЗАННОСТИ

УЧАСТВУЮЩИХ СТОРОН

26. Возникновение чрезвычайной ситуации устанавливается Комиссией по сообщению оператора передающей системы в порядке, установленном настоящим Положением. Комиссия может быть извещена для установления возникновения чрезвычайной ситуации и центральным отраслевым органом. Обращение в адрес Комиссии подается через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям.

27. В случае установления оператором передающей системы существования конкретных предпосылок или данных о возникновении событий из числа перечисленных в Плане действий, он обязан известить Комиссию в срочном порядке и проинформировать центральный отраслевой орган, с предоставлением всего набора имеющихся у него сведений о создавшемся положении и о предпринятых мерах по предотвращению или сокращению возникших рисков.

28. Если при возникновении чрезвычайной ситуации необходимо незамедлительное вмешательство оператора передающей системы, оператора распределительной системы, соответствующий системный оператор должен предпринять все необходимые меры для ограничения или устранения чрезвычайной ситуации, не ожидая от Комиссии подтверждения о существовании чрезвычайной ситуации.

29. Комиссия, извещенная в соответствии с пунктом 26, обязана проверить в течение не более 12 часов после извещения выполнение условий о наличии чрезвычайных ситуаций и, если они подтверждаются, устанавливает наличие чрезвычайной ситуации.

30. Если после проверки Комиссия решает, что в электроэнергетическом секторе или на рынке электроэнергии нет чрезвычайной ситуации, она информирует об этом соответствующего оператора передающей системы и центральный отраслевой орган, а системные операторы обязаны сразу же возобновить деятельность в нормальных рабочих условиях.

31. В случае установления Комиссией наличия чрезвычайной ситуации все действия, которые должны быть предприняты электроэнергетическими предприятиями, в частности, операторами передающих систем, другими участниками рынка электроэнергии, а также действия центрального отраслевого органа, иных ведомств или органов центрального публичного управления, других органов публичной власти в связи с возникновением чрезвычайной ситуации, координируются Комиссией в соответствии с настоящим Положением и Планом действий.

32. В тех случаях, когда чрезвычайная ситуация была разрешена путем оперативного вмешательства оператора передающей системы и других электроэнергетических предприятий или участников рынка электроэнергии, Комиссия утверждает событие и подтверждает предпринятые меры.

33. Ответственный оператор передающей системы немедленно извещает производителей, операторов распределительных систем и поставщиков в связи с возникновением чрезвычайных ситуаций, и распоряжается, исходя из ситуации, о принятии мер, установленных в Плане действий, а также мер, установленных решениями Комиссии.

34. Ведомства и органы центрального публичного управления, другие органы публичной власти обязаны предпринять необходимые меры, установленные в Плане действий, а также выполнять решения Комиссии. При необходимости, Комиссия обращается за содействием к органам местного публичного управления, территория которых подвергнута воздействию чрезвычайной ситуации, для устранения последствий чрезвычайной ситуации и возврату к нормальному рабочему состоянию электроэнергетической системы и рынка электроэнергии.

35. На время действия чрезвычайной ситуации План действий является оперативным рабочим документом Комиссии, а также электроэнергетических предприятий, других участников рынка электроэнергии, центрального отраслевого органа, иных ведомств и органов центрального публичного управления, а также других органов публичной власти.

36. На время действия чрезвычайной ситуации в соответствии с требованиями подпункта 4) пункта 11 Комиссия принимает, при необходимости, в том числе в связи с ликвидацией аварий в электроэнергетической системе и в целях обеспечения защиты населения и имущества, решения о применении срочных мер, не предусмотренных в Плане действий.

37. В соответствии с положениями части (11) статьи 56 Закона № 107/2016 года меры, предпринимаемые участвующими сторонами в соответствии с Планом действий и в соответствии с решениями Комиссии, являются обязательными и преобладают над собственными планами электроэнергетических предприятий, условиями договоров и отраслевыми нормативными актами.

38. В период действия чрезвычайной ситуации ответственный оператор передающей системы ежедневно представляет до 6.30 и 17.30 Комиссии и центральному отраслевому органу информацию о мерах, предпринятых им, другими системными операторами, другими электроэнергетическими предприятиями, а также иными участниками рынка электроэнергии в соответствии с Планом действий и решениями Комиссии. Производители электроэнергии, системные операторы, поставщики, а также другие участники рынка электроэнергии обязаны сотрудничать с ответственным оператором передающей системы и представлять ему затребованную информацию.

39. В период действия чрезвычайной ситуации ведомства и органы центрального публичного управления, органы публичной власти, органы местного публичного управления ежедневно до 6.30 и 17.30 представляют Комиссии информацию о предпринятых мерах.

40. Обмен информацией между Комиссией и ведомствами и органами центрального публичного управления, органами публичной власти, органами местного публичного управления и соответственно между Комиссией и ответственным оператором передающей системы осуществляется в соответствии с Постановлением Правительства № 1076/2010 о классификации чрезвычайных ситуаций и порядке сбора и представления информации в области защиты населения и территории в случае чрезвычайных ситуаций.

41. В период действия чрезвычайных ситуаций конечные потребители, в отношении которых, согласно Плану действий, могут быть применены меры по отключению или ограничению подачи электроэнергии, обязаны предпринять необходимые меры по обеспечению надежности своего оснащения, оборудования и установок и, при необходимости, перейти на использование резервных источников и альтернативное топливо.

42. В период действия чрезвычайных ситуаций, при необходимости, осуществляется частичная или полная приостановка действия рынка электроэнергии в соответствии с механизмами приостановки действия рынка, установленными на основании нормативной базы НАРЭ.

43. При исчезновении причин, вызвавших возникновение чрезвычайной ситуации, ответственный оператор передающей системы обязан незамедлительно уведомить об этом Комиссию и центральный отраслевой орган. Комиссия в течение не более 12 часов проверяет и, при необходимости, устанавливает прекращение чрезвычайной ситуации и извещает об этом ответственного оператора передающей системы и центральный отраслевой орган.

44. После прекращения чрезвычайной ситуации системные операторы, а также другие участники рынка электроэнергии обязаны сразу же возобновить свою деятельность в нормальных рабочих условиях.

45. В случае невозможности надлежащего управления чрезвычайной ситуацией путем применения мер, установленных на национальном уровне, после предварительного уведомления Комиссии центральный отраслевой орган сообщает об этом председателю Координационной группы по безопасности снабжения Энергетического сообщества для созыва заседания Координационной группы в целях рассмотрения создавшегося положения и, при необходимости, оказания помощи Республике Молдова в связи с координацией мер, выполняемых для преодоления чрезвычайной ситуации.

VI. МОНИТОРИНГ БЕЗОПАСНОСТИ СНАБЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ

46. В соответствии с Законом об энергетике № 174/2017 и Законом об электроэнергии № 107/2016 функция мониторинга безопасности снабжения электроэнергией обеспечивается Правительством через посредство центрального отраслевого органа и в сотрудничестве с НАРЭ.

47. Мониторинг безопасности снабжения электроэнергией касается, в частности:

1) обеспечения баланса между спросом и предложением на рынке электроэнергии;

2) уровня прогнозируемого спроса на электроэнергию и доступных источников удовлетворения спроса;

3) выполнения мер по обеспечению пиковой нагрузки и восполнению дефицита в поставке электроэнергии в случае, когда один или несколько поставщиков не готовы или у них нет возможности поставлять необходимые объемы электроэнергии, в том числе в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;

4) дополнительных мощностей электростанций, сетей электропередачи, в том числе межсистемных соединений, построенных, строящихся или запланированных к строительству;

5) степени межсистемного соединения электроэнергетической системы с электроэнергетическими системами соседних стран;

6) качества и уровня технического обслуживания электросетей, безопасности их эксплуатации;

7) новых долгосрочных и краткосрочных договоров на закупку импортной электроэнергии.

48. Центральный отраслевой орган должен составить отчет о мониторинге безопасности снабжения электроэнергией, с соблюдением требований, предусмотренных в части (3) статьи 4 Закона № 107/2016 об электроэнергии.

49. Электроэнергетические предприятия обязаны отражать в годовых отчетах о деятельности информацию о предпринятых мерах по содействию обеспечению безопасности снабжения электроэнергией, чрезвычайных ситуациях, произошедших в течение года, причине их возникновения, продолжительности, последствиях, а также о примененных мерах.

50. Электроэнергетические предприятия обязаны предоставлять центральному отраслевому органу, по запросу или по собственной инициативе, если он определяет события или процессы, способные отрицательно повлиять на безопасность электроснабжения, всю информацию, необходимую для выполнения функции мониторинга безопасности снабжения электроэнергией.

Приложение

к Положению о чрезвычайных ситуациях

на рынке электроэнергии

ОБЩИЕ АСПЕКТЫ И РИСКИ,

СВЯЗАННЫЕ СО СНАБЖЕНИЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ

1. Безопасность снабжения электроэнергией связана с возможностью наступления событий или процессов, которые могут привести к возникновению перебоев в нормальной работе электроэнергетической системы, ухудшающих снабжение потребителей электроэнергией, в том числе государственных органов и учреждений, экономических агентов, других небытовых потребителей, а также бытовых потребителей, в результате чего страдает экономическая безопасность страны.

2. Безопасность снабжения электроэнергией тесно связана с любым действием или бездействием любого участника рынка электроэнергии: производителя, оператора передающей системы или распределительной системы, поставщика или потребителя электроэнергии, и зависит, не ограничиваясь этим, от следующих факторов:

1) безопасность электроэнергетической системы;

2) доступ к первичным энергетическим ресурсам;

3) ответ на спрос на электроэнергию (безопасность предложения);

4) безопасность передачи электроэнергии;

5) безопасность распределения электроэнергии;

6) безопасность поставки электроэнергии;

7) стабильность цен на первичные энергетические ресурсы и на электроэнергию;

8) безопасность платежей и доходов производителей, системных операторов, а также поставщиков.

3. В соответствии с настоящим Положением безопасность снабжения электроэнергией включает способность электроэнергетической системы поставлять электроэнергию в места ее потребления конечными потребителями в условиях доступности, наличия, надежности, бесперебойности, прозрачности и по предусмотренным параметрам качества.

4. Необходимо обеспечить безопасность снабжения электроэнергией как в краткосрочном, так и в долгосрочном плане.

5. Краткосрочная безопасность снабжения электроэнергией связана с реальной поставкой электроэнергии и предполагает операционную надежность электроэнергетической системы в целом и ее элементов, в том числе способность преодолевать краткосрочные сбои элементов электроэнергетической системы.

6. Обеспечение краткосрочной безопасности снабжения электроэнергией осуществляется с помощью трех основных элементов: развития адекватной производственной мощности, предоставления системных услуг и постоянного обеспечения баланса между спросом и предложением.

7. Долгосрочная безопасность снабжения электроэнергией обеспечивается с помощью трех основных элементов: доступа к первичному топливу, адекватности электроэнергетической системы и адекватности рынка электроэнергии.

8. Доступ к первичному топливу является ключевым условием для того, чтобы у производителей электроэнергии была реальная возможность свободного выбора источников первичной энергии, по доступным ценам и в условиях непрерывности.

9. Адекватность электроэнергетической системы определяется как способность электроэнергетической системы постоянно удовлетворять потребности потребителей в мощности и энергии, принимая во внимание выходы из строя системных элементов, как запрограммированные, так и обоснованно ожидаемые не запрограммированные.

10. Адекватность производства электроэнергии касается обеспечения наличия достаточной мощности по производству электроэнергии и/или достаточных и надежных мощностей для импорта электроэнергии, по отдельности или в сочетании, для постоянного удовлетворения спроса, в том числе пиковый спрос. Важно отметить, что потенциал импорта постоянно должен учитываться при анализе адекватности мощности по производству электроэнергии, потому что достаточное обеспечение только национальных мощностей по производству электроэнергии не является оптимальным решением. Более того, учитывая размер рынка электроэнергии Республики Молдова и возможность развития региональных рынков, обеспечение достаточных мощностей по импорту электроэнергии определяет интеграцию национального рынка в региональный рынок, с преимуществом увеличения размера подходящего рынка.

11. Адекватность электрических сетей касается обеспечения готовности электрических сетей, в том числе межсистемных соединений, к удовлетворению спроса на мощность и электроэнергию.

12. Адекватность рынка электроэнергии касается способности рынка электроэнергии обеспечивать и облегчать торговые отношения между производителями, поставщиками и потребителями электроэнергии. Адекватность рынка электроэнергии непосредственно зависит от надлежащего выполнения положений Закона № 174/2017 об энергетике и Закона № 107/2016 об электроэнергии, которые создают соответствующую основу для его функционирования.

13. События или процессы, способные отрицательно повлиять на безопасность снабжения электроэнергией, представляют собой связанные риски и могут быть разделены на следующие четыре основные группы:

1) технические риски, вызванные отсутствием необходимых инвестиций на развитие и обновление электростанций и электросетей, в том числе межсистемных соединений;

2) экономические риски, вызванные дисбалансом спроса и предложения на электроэнергию, который обусловлен концептуальными недостатками рынка электроэнергии, недостаточным числом участников рынка, нестабильностью цен, отсутствием инвестиций, нестабильностью и ненадежностью доходов участников рынка электроэнергии и т.д.;

3) политические риски, вытекающие из политической напряженности между странами и из недостатков регулирующих систем или независимости регулирующих органов, которые могут быть обусловлены также давлением, оказываемым некоторыми участниками рынка электроэнергии, которые хотят обеспечить монопольные, ценовые, количественные и качественные преимущества, и т.д.;

4) физические и экологические риски, которые могут вытекать из вооруженных конфликтов, терроризма, природных катастроф, аварий, неблагоприятных погодных условий и т.д.

14. Риски обладают рядом общих характеристик:

1) риск – реальность, с которой сталкивается любая экономика зависимая от внешних энергетических ресурсов, независимо от степени своего развития;

2) любой участник экономических процессов и оборотов, независимо от масштаба своей деятельности, сталкивается с определенными рисками, которыми он должен быть способен управлять;

3) получив материальное воплощение, риск может причинить ущерб как экономического, так и финансового характера;

4) риск обладает необратимым действием, то есть после наступления его последствий их можно устранить лишь дополнительными мерами и значительными затратами;

5) риск требует проведения постоянного анализа на уровне электроэнергетических предприятий и участников рынка электроэнергии, принятия превентивных мер и выделения необходимых средств на его предотвращение и борьбу с ним.

15. При выявлении и оценке рисков необходимо учитывать зависимости, взаимозависимости и взаимодействия на национальных и региональных рынках электроэнергии, между участниками рынка, между рынками, а также между участниками, ресурсами и рынками. Эти риски могут быть внешними и внутренними.

16. К внешним рискам относятся:

1) ограничение или прекращение поставки импортной электроэнергии на одном или нескольких направлениях по политическим, экономическим или физическим причинам;

2) ограничение или прекращение поставки импортной электроэнергии в случае возникновения экстремальных погодных условий, которые ведут к существенному повышению спроса на электроэнергию в странах происхождения или транзита;

3) прекращение поставки импортного природного газа, которое может привести к остановке или ограничению производства электроэнергии на местных электростанциях.

17. К внутренним рискам относятся:

1) прекращение поставки электроэнергии электростанцией, расположенной на левом берегу Днестра (АО "Молдавская ГРЭС"), по политическим, экономическим или техническим причинам, из-за отсутствия топлива и т.д.;

2) появление технических неисправностей в сетях электропередачи, расположенных на левом берегу Днестра, по которым передается электроэнергия от АО "Молдавская ГРЭС" и импортируется из Украины;

3) появление неисправностей в сетях электропередачи, расположенных на правом берегу Днестра;

4) неисправности в распределительных электросетях, расположенных на правом берегу Днестра;

5) прекращение подачи электроэнергии от электростанций, расположенных на правом берегу Днестра, по техническим или экономическим причинам и т.д.;

6) наличие серьезных нарушений в электроэнергетической системе, в том числе в виде прекращения подачи электроэнергии в одной зоне или во всей электроэнергетической системе.

18. Исходя из создавшегося положения в электроэнергетической системе, риски можно сгруппировать в соответствии с пятью уровнями рабочего состояния, а именно:

1) нормальное рабочее состояние электроэнергетической системы, характеризующееся тем, что, несмотря на некоторые возможные неблагоприятные обстоятельства, электроэнергетическая система находится в надежном рабочем состоянии, и обеспечивается бесперебойное и надежное снабжение потребителей электроэнергией;

2) ситуация (N-1), характеризующаяся тем, что, несмотря на возникновение обычной неисправности, оставшиеся в рабочем состоянии элементы сетей электропередачи способны справиться с новым положением, созданным этой неисправностью, без нарушения пределов операционной надежности электроэнергетической системы и без ухудшения обеспечения снабжения электроэнергией. Считается, что ситуация (N-1) сохраняется в случае, когда возникновение неисправности не ведет к:

a) перерывам в снабжении потребителей электроэнергией;

b) переходу в стационарный режим работы, когда есть превышения допустимых пределов тока и напряжения, что вызывает поломки оборудования;

c) переходу в стационарный режим работы, когда уровни напряжения не соблюдают допустимых пределов;

d) превышениям допустимых пределов мощности короткого замыкания в узлах;

e) потере стабильности электроэнергетической системы;

f) отключениям других видов оборудования в передающих электрических сетях, кроме тех, которые отключаются посредством специально предусмотренной автоматизации против распространения аварии;

g) утрате единства электроэнергетической системы;

3) состояние тревоги, которое характеризуется тем, что электроэнергетическая система находится в пределах операционной надежности, но в электроэнергетической системе была выявлена чрезвычайная неисправность, а в случае ее отключения доступных мер по устранению будет недостаточно для поддержания нормального рабочего состояния.

Для состояния тревоги характерны и случаи, когда возможно возникновение ограничений на поставку импортной электроэнергии или от местных производителей. В случае состояния тревоги электроэнергетическая система в целом в состоянии обеспечить снабжение потребителей электроэнергией, кроме случаев ограничения на местном уровне или перерывов в снабжении электроэнергией конечных потребителей определенных зон, на определенные промежутки времени;

4) экстренная ситуация характеризуется тем, что в результате возникновения экстренной неисправности пределы операционной надежности электроэнергетической системы нарушаются, и как минимум один операционный параметр превышает соответствующие пределы.

Экстренной ситуацией считается и значительное ограничение или даже прерывание поставки импортной электроэнергии или электроэнергии от местных производителей. В данной ситуации электроэнергетическая система не в состоянии обеспечить снабжение электроэнергией всех потребителей, а соответственно поставка электроэнергии некоторым категориям конечных потребителей ограничивается или прерывается на определенные промежутки времени;

5) коллапс (blackout), который характеризуется тем, что частичная или полная работа электроэнергетической системы больше не может обеспечиваться. В данной ситуации прерывается поставка электроэнергии конечным потребителям одной зоны электроэнергетической системы или всей электроэнергетической системы.

19. В зависимости от продолжительности, риски можно классифицировать следующим образом:

a) краткосрочные – к этой категории относятся риски, при возникновении которых электроэнергетическая система может работать таким образом, чтобы избежать потери электроэнергетической нагрузки, или вызовы, связанные с перегрузкой компонентов системы сверх допустимых пределов. К данной категории можно отнести внезапные нарушения, такие как короткое замыкание на линиях электропередачи, потеря критических компонентов электроэнергетической системы и т.д.

К этой же категории относятся и происшествия, при возникновении которых электроэнергетическая система способна справляться с дисбалансами, вызванными разницами между потреблением и фактическим производством (в дополнение к фактическому импорту) в режиме реального времени, которые возникают по трем основным причинам:

- плановые и внеплановые отключения компонентов электроэнергетической системы, используемых для производства и передачи электроэнергии;

- меняющийся спрос на электроэнергию в разные часы, дни и сезоны;

- наличие меняющихся энергетических ресурсов, которые колеблются в течение суток и в зависимости от сезона, поэтому они менее предсказуемы и их сложнее прогнозировать, особенно на более длительные промежутки времени (например, энергия, вырабатываемая из возобновляемых источников);

b) среднесрочные – к этой категории относятся ситуации, которые могут отрицательно влиять на электроэнергетическую систему в рамках ее инвестиционного цикла, то есть в течение промежутка времени, когда полная замена электроэнергетической системы или некоторых элементов системы невыполнима и не осуществляется, а это может в будущем ухудшить безопасность снабжения электроэнергией;

c) долгосрочные – в указанную категорию входят потенциальные долгосрочные ограничения, которые могут помешать свободному выбору источников первичной энергии и источников электроэнергии по доступным ценам или могут привести к отказу от использования/внедрения некоторых видов технологий, более эффективных, чем существующие, и т.д. Риски данной категории требуют комплексного подхода к вопросу безопасности снабжения электроэнергией, с учетом различных обстоятельств, как, например, необходимость интеграции национального рынка электроэнергии в региональный рынок электроэнергии.

20. В связи с выявлением и оценкой рисков следует принимать во внимание все национальные и региональные обстоятельства, имеющие значение для безопасности снабжения электроэнергией, и, в частности:

1) особенности электроэнергетической системы;

2) размер и способ функционирования рынка электроэнергии;

3) уровень спроса и внутренние и внешние способности к удовлетворению потребительского спроса, с учетом сезонного фактора и периодов потребления – основного и пикового потребления;

4) конфигурацию и мощность сетей электропередачи, и их эксплуатационное состояние;

5) существующие межсистемные соединения, максимальные мощности межсистемного соединения по каждому направлению импорта/экспорта на границе страны;

6) намеченные планы строительства новых межсистемных соединений и/или увеличения мощности существующих межсистемных соединений;

7) реальные потоки электроэнергии, в том числе трансграничные потоки;

8) планы внедрения проектов, способных положительно влиять на безопасность снабжения электроэнергией;

9) существующие и запланированные к строительству местные мощности по производству электроэнергии, их зависимость от топлива, необходимого для производства энергии;

10) анализ качественных показателей услуги по передаче и распределению, определенных в соответствии с Положением о качестве услуг по передаче и распределению электроэнергии, утвержденным НАРЭ, а также факторов, способных повлиять на данные показатели.

21. Дополнительно к указанному в пункте 20 настоящего приложения следует выявлять и анализировать случаи и сценарии резкого роста спроса на электроэнергию, ограничений или перерывов в снабжении электроэнергией, с учетом прошлого опыта, ситуаций, предусмотренных в пунктах 16–17 настоящего приложения, соответствующих статистических данных, вероятности и срока наступления подобных событий, сезонного фактора и т.д.

22. В связи с межсистемными подключениями и трансграничными электроэнергетическими сделками, при анализе и оценке рисков необходимо определять взаимные меры действия и соотнесения рисков с операторами передающих систем соседних стран.

23. В процессе выявления и оценки рисков настоятельно необходимо определить их уровень и возможные последствия, а также необходимые меры по сокращению количества и/или последствий данных рисков. Для этого следует рассмотреть следующие аспекты:

1) влияние происшествий, связанных с безопасностью, характерных для электроэнергетической системы;

2) уровень риска, характерный для таких событий;

3) возможные меры, способные сократить количество и/или последствия рисков, а также связанные с этим затраты.

24. Подверженность риску оценивается каждым электроэнергетическим предприятием и участником оптового рынка электроэнергии в отдельности, а на национальном уровне выявление и оценка риска осуществляется центральным отраслевым органом, при поддержке оператора передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой.

25. В связи с выявлением и оценкой рисков центральный отраслевой орган сотрудничает с НАРЭ, с другими ведомствами и органами центрального публичного управления, иными органами публичной власти, электроэнергетическими предприятиями и другими участниками рынка электроэнергии, крупными потребителями, а также с организациями, продвигающими интересы потребителей, которые обязаны представлять, по его запросу, всю необходимую информацию для оценки и выявления рисков.

26. При выявлении и оценке рисков центральный отраслевой орган должен учитывать положения 10-летних планов развития сетей электропередачи и 3-летних планов развития распределительных электрических сетей, разработанных системными операторами и утвержденных НАРЭ, достигнутый прогресс в связи с осуществлением необходимых инвестиций в электроэнергетическую систему, а также специфические особенности электроэнергетической системы.

27. При выявлении и оценке рисков центральный отраслевой орган должен учитывать наличие перегрузок в сетях электропередачи, а также способность электрических сетей адаптировать потоки электроэнергии в случае сценария, предполагающего ухудшение инфраструктуры импорта электроэнергии.

28. Оператор передающей системы, имеющий лицензию на централизованное управление электроэнергетической системы, ежегодно разрабатывает анализы рисков, связанных с работой электроэнергетической системы, и сообщает о них центральному отраслевому органу.

29. Центральный отраслевой орган имеет право запрашивать анализ рисков электроэнергетических предприятий и участников рынка электроэнергии, а также любые дополнительные данные, необходимые для подготовки Отчета о мониторинге безопасности электроснабжения.

Приложение № 2

к Постановлению Правительства

№ 149/2019

ПЛАН ДЕЙСТВИЙ

в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Цель Плана действий в чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии (в дальнейшем – План действий) состоит в установлении превентивных мер, направленных на обеспечение безопасности снабжения электроэнергией путем создания необходимых предпосылок для надежной и бесперебойной работы электроэнергетической системы, для функционирования в оптимальных условиях внутреннего рынка электроэнергии; установлении срочных мер, которые должны быть введены в действие в случае неспособности рынка электроэнергии поставлять потребителям необходимые объемы электроэнергии, а также в четком и недвусмысленном установлении обязанностей и согласовании деятельности электроэнергетических предприятий, как на уровне превентивных действий, так и в случае возникновения чрезвычайных ситуаций на рынке электроэнергии.

2. При разработке Плана действий были оценены риски, связанные с безопасностью снабжения электроэнергией, и основные проблемы национального электроэнергетического сектора. Целью настоящего Плана действий является:

1) анализ существующего положения на рынке электроэнергии, а также основных проблем электроэнергетической системы Республики Молдова;

2) выявление и оценка рисков, связанных с безопасностью снабжения электроэнергией (в дальнейшем – риски);

3) установление необходимых превентивных мер по устранению или сокращению рисков, в том числе связанных с надежным функционированием сетей электропередачи и распределительных электросетей;

4) установление других превентивных мер, а также необходимость развития существующих и будущих межсистемных соединений, физических передающих мощностей в обоих направлениях (импорт/экспорт), необходимых для повышения разнообразия маршрутов и источников снабжения электроэнергией, в том числе в связи с подключением к электроэнергетической системе Румынии, к Европейской сети системных операторов передачи электроэнергии (в дальнейшем – ENTSO-E), для управления выявленными рисками;

5) установление мер, которые необходимо принять в зависимости от наступившего уровня кризиса, в том числе мер, касающихся проведения обмена информацией;

6) установление мер, основанных на рыночных механизмах, которые необходимо предпринять в случае экстренной или чрезвычайной ситуации, а также мер, которые не основаны на рыночных механизмах, которые следует предпринять в случае экстренной ситуации, когда мер, основанных на рыночных механизмах, уже недостаточно для обеспечения снабжения потребителей электроэнергией;

7) определение роли и ответственности операторов передающих систем, операторов распределительных систем, поставщиков и потребителей электроэнергии, в том числе в связи с представлением отчетности в случае наступления чрезвычайной ситуации, а также способа их взаимодействия с центральным отраслевым органом публичного управления в области энергетики (в дальнейшем – центральный отраслевой орган), с Комиссией по чрезвычайным ситуациям Республики Молдова (в дальнейшем – Комиссия), а также с другими органами и органами центрального публичного управления, с другими органами публичной власти, участвующими в выполнении соответствующего Плана действий;

8) определение роли и ответственности Комиссии, центрального отраслевого органа, других органов и центральных отраслевых органов, органов публичной власти, участвующих в выполнении Плана действий, в том числе в связи с представлением отчетности в случае наступления чрезвычайной ситуации;

9) установление механизмов, которые следует применять в рамках сотрудничества с соседними государствами, в том числе для предупреждения возникновения чрезвычайных ситуаций и/или для улучшения положения в случае возникновения экстренной ситуации.

3. При разработке настоящего Плана действий были учтены, прежде всего, меры, основанные на рыночных механизмах, и возможные последствия мер, которые следует предпринять в случае экстренной ситуации, для функционирования внутреннего рынка электроэнергии, для потребителей электроэнергии, а также для национальной экономики в целом. План действий обновляется центральным отраслевым органом раз в два года, если обстоятельства не требуют более частого обновления, для того чтобы отражать обновленную версию оценки возможных рисков на рынке электроэнергии.

СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

4. Настоящий План действий был разработан в результате анализа существующего положения на рынке электроэнергии и выявления основных проблем, существующих в национальном электроэнергетическом секторе, с использованием статистических данных, предоставленных Национальным бюро статистики, а также информации и данных, предоставленных Национальным агентством по регулированию в энергетике (в дальнейшем – НАРЭ), ГП "Moldelectrica" и остальными электроэнергетическими предприятиями, с учетом приоритетных направлений государственной политики, установленных в стратегиях и документах политик в области энергетики. Описание существующего положения, а также характеристик электроэнергетического сектора отражено в приложении к настоящему Плану действий.

5. Обеспечение снабжения электроэнергией зависит от нескольких факторов, таких как степень и доступность обеспечения первичными энергетическими ресурсами, необходимыми для местного производства электроэнергии, потенциал и эффективность преобразования этих ресурсов в электроэнергию, способность инфраструктуры по передаче электроэнергии обеспечивать необходимые трансграничные обмены электроэнергией с соседними странами, бесперебойность и стабильность потоков электроэнергии во времени, потенциал инфраструктуры электроэнергетической системы, необходимый для обеспечения поставки электроэнергии конечным потребителям, финансовые способности электроэнергетического сектора и финансовые возможности потребителей производить оплату потребленной электроэнергии и т.д.

6. В соответствии с данными, приведенными в приложении к настоящему Плану действий, можно определенно констатировать, что в основном электроэнергетическая система функционирует нормально, без каких-либо серьезных сбоев или нарушений, способных ухудшить безопасность снабжения электроэнергией. В то же время в электроэнергетическом секторе есть и определенные проблемы, которые могут ухудшить безопасность снабжения электроэнергией на внутреннем рынке, в том числе:

1) недостаточная мощность местных источников производства электроэнергии;

2) использование существующих местных мощностей по производству электроэнергии на очень низком уровне (всего 56% установленной мощности в холодное время и 1-13% – в теплое время года);

3) отсутствие необходимых инвестиций на обновление существующих электростанций, которые неэффективны и обладают высокой степенью износа (необходимые инвестиции на обновление электростанций очень велики и невыполнимы в условиях отсутствия капитала у производителей электроэнергии);

4) высокая цена на электроэнергию, вырабатываемую на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), связанная с отсутствием необходимой тепловой нагрузки, использованием устаревшего и несовременного оборудования и, соответственно, неэффективностью этих станций, а также с практикой субсидирования тепловой энергии за счет электроэнергии, производимой ТЭЦ. В результате средняя цена на электроэнергию, производимую ТЭЦ, в 1,5 раз выше средней закупочной цены на электроэнергию извне и, таким образом, отрицательно влияет на тарифы на электроэнергию, поставляемую конечным потребителям;

5) накопление долгов производителями тепловой энергии перед поставщиком природного газа из-за несвоевременной корректировки тарифов на электрическую и тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ. Между тем это является существенным риском при обеспечении ТЭЦ, которые осуществляют производство в режиме когенерации и используют для выработки электроэнергии природный газ, что приводит к повышению риска прекращения снабжения потребителей электроэнергией;

6) отрицательная тенденция повышения закупочных цен на электроэнергию, обусловленная большой зависимостью Республики Молдова (более чем на 80%) от двух источников электроэнергии, закупаемых у Молдавской ГРЭС и посредством Украинской электроэнергетической системы в сложных коммерческих условиях, удваиваемых энергетическим кризисом в Украине;

7) недостаточная мощность межсистемных соединений между электроэнергетической системой Республики Молдова и электроэнергетическими системами соседних государств и, прежде всего, отсутствие межсистемного соединения с ENTSO-E, что практически делает невозможным выполнение задач государственной политики по диверсификации источников закупки электроэнергии, а также по созданию дееспособного конкурентного рынка в контексте интеграции в региональный рынок. Таким образом, отмеченные стратегические задачи государственной политики по развитию новых генерирующих мощностей и диверсификации источников электроснабжения путем подключения электроэнергетической системы Республики Молдова к ENTSO-E и присоединения к внутреннему рынку электроэнергии ЕС остаются на данный момент лишь задачами, которые переходят из одной стратегии в другую;

8) высокая степень износа значительной части элементов сетей электропередачи и распределительных электросетей и отсутствие у операторов передающих и распределительных систем капитала на их развитие и модернизацию, в том числе на реконструкцию и обновление электрических сетей, что повышает риск возникновения случаев повреждения электросетей и, несомненно, может привести к ухудшению безопасности снабжения электроэнергией;

9) отсутствие необходимых предпосылок для фактической либерализации рынка электроэнергии и для развития реальной конкуренции на участке производства и поставки электроэнергии, что мешает созданию развитого, стабильного и предсказуемого рынка электроэнергии, на котором цены и тарифы на продукты и услуги, предоставляемые электроэнергетическими предприятиями, формируются прозрачно и согласно механизмам, основанным на рынке, с пользой для конечных потребителей;

10) несмотря на проведенные реформы, в том числе путем полной либерализации рынка электроэнергии, не были привлечены существенные инвестиции в электроэнергетический сектор. На данный момент существует выраженный дисбаланс в связи с привлечением финансирования в электроэнергетический сектор, но финансирование привлекается скорее из внешних кредитов и от доноров, чем от частного сектора.

III. ВЫЯВЛЕННЫЕ РИСКИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ОЦЕНКИ

7. Согласно изложенному в главе II настоящего Плана действий, на текущий день у Республики Молдова нет достаточных внутренних источников для производства электроэнергии. Поэтому в краткосрочном плане обеспечение снабжения потребителей электроэнергией зависит, прежде всего, от надежности закупки и поставки электроэнергии с Молдавской ГРЭС и Украинской электроэнергетической системы (которые вместе покрывают свыше 80% потребности валового национального потребления электроэнергии), а также от обеспечения местного производства. Таким образом, серьезные технические аварии или отсутствие необходимого топлива для производства электроэнергии на электростанциях правобережья Днестра, сбой в поставке электроэнергии с АО "Молдавская ГРЭС" или из Украины из-за отсутствия топлива, серьезных технических аварий, в том числе в межсистемных соединениях, из-за природных катастроф, неблагоприятных климатических условий, а также по экономическим, политическим причинам, в том числе в случае терроризма или вооруженных конфликтов, являются примерами рисков, которые могут повлиять на безопасность электроснабжения.

8. Следует отметить и то, что сегодня Республика Молдова не может диверсифицировать свои источники снабжения электроэнергией, потому что национальная электроэнергетическая система не подключена к ENTSO-E и, таким образом, Республика Молдова не может присоединиться к внутреннему рынку электроэнергии ЕС.

9. Риски, связанные со снабжением электроэнергией в случае сетей электропередачи и распределительных электросетей, касаются серьезных технических неисправностей, которые могут возникнуть в случае наступления природных катастроф, неблагоприятных климатических условий или серьезных аварий, возникающих, в том числе, в случае терроризма или вооруженных конфликтов. Другие технические неисправности сетей электропередачи и распределительных электросетей не могут оказать решающего влияния на развитие крупного кризиса в снабжении электроэнергией, потому что системные операторы (ГП "Moldelectrica", RED "Union Fenosa", RED "Nord") располагают всеми необходимыми средствами и процедурами для эксплуатации и поддержания в нормальном техническом состоянии электрических сетей, а также для быстрого вмешательства в случае возникновения неисправностей на определенных участках электрических сетей, с тем чтобы восстановить снабжение потребителей электроэнергией в кратчайшие сроки. Следует отметить и то, что, несмотря на высокую степень износа некоторых элементов сетей электропередачи и распределительных электросетей, они находятся в удовлетворительном рабочем состоянии и способны обеспечить безопасность снабжения электроэнергией.

10. Безопасность снабжения электроэнергией может страдать как от внешних, так и от внутренних факторов, которые могут быть связаны с: операционной надежностью электроэнергетической системы, обеспечением необходимыми ресурсами для производства электроэнергии, обеспечением баланса между спросом и предложением. В свою очередь, риски можно сгруппировать в следующем порядке:

1) технические риски, которые могут возникать из-за отсутствия необходимых инвестиций на развитие и модернизацию инфраструктуры электроэнергетической системы, а также из-за проведения работ по техническому обслуживанию и эксплуатации электрических сетей, в том числе межсистемных соединений, с задержкой или с нарушением нормативно-технических документов и стандартов качества;

2) экономические риски, например те, которые связаны с дисбалансом спроса и предложения, с незрелым рынком электроэнергии, на котором ведется недостаточно развитая коммерческая деятельность, с отсутствием топлива, неустойчивостью цен, с отсутствием необходимых финансовых ресурсов, нестабильностью и ненадежностью доходов участников рынка электроэнергии;

3) политические риски, например те, которые могут возникать по причине политической напряженности между странами и недостатков регулирующих систем, из-за давления, оказываемого некоторыми участниками рынка электроэнергии путем использования определенных рычагов, связанных с геополитическим соперничеством, монополией, ценой, количеством и качеством;

4) физические риски и климатические риски, которые связаны с вооруженными конфликтами, терроризмом, природными катастрофами, авариями, неблагоприятными климатическими условиями и т.д.

11. При выявлении и оценке рисков, которые могут ухудшить безопасность снабжения электроэнергией, были учтены прежние случаи, когда возникала угроза безопасности снабжения электроэнергией. Так, по экономическим и политическим причинам, в 1992 и 2009 годах была прекращена поставка природного газа Российской Федерацией, а в 1998 и 1999 годах из-за ограничения поставки электроэнергии с Востока, Республика Молдова стала импортировать электроэнергию с Запада (Румыния) в островном режиме. В то же время, в ноябре 2000 г. и в январе 2007 г., из-за погодных условий (образование наледи), была сильно повреждена часть линий электропередачи и распределительных линий, и в итоге несколько потребителей остались без электроэнергии, а недавно, в апреле 2017 года, по причине экстремальных погодных условий (обильные снегопады и обвал деревьев) был поврежден ряд сетей электропередачи и распределительных электросетей, от чего пострадало снабжение электроэнергией большого количества потребителей. Также были учтены и:

1) возможные сценарии риска, которые могут ухудшить безопасность снабжения электроэнергией или привести к чрезвычайно высокому росту спроса на электроэнергию, причины возникновения, возможная продолжительность и уровень кризиса, который может проявиться в результате возникновения соответствующих рисков;

2) характеристики национальной электроэнергетической системы, конфигурация, мощность и техническое состояние сетей электропередачи;

3) межсистемные соединения и трансграничные потоки электроэнергии;

4) существующие местные мощности по производству электроэнергии (в правобережье Днестра), их эксплуатационное состояние и зависимость от необходимого топлива для производства электроэнергии;

5) инвестиционные проекты, которые планируется реализовать и которые могут положительно повлиять на безопасность снабжения электроэнергией;

6) национальные и региональные обстоятельства, имеющие значение для рынка электроэнергии Республики Молдова.

12. При разработке настоящего Плана действий принимаются во внимание положение, создавшееся в электроэнергетической системе, а также внешние (в том числе региональный контекст), внутренние факторы и климатические факторы, способные ухудшить безопасность снабжения электроэнергией. Также были определены следующие сценарии риска, которые могут привести к ограничению или прекращению поставки электроэнергии с электростанций правобережья Днестра, Молдавской ГРЭС или за счет импорта (из Украины), к существенному ухудшению поставки электроэнергии на территории страны, а также к чрезвычайно росту, в определенные периоды времени, потребления электроэнергии на внутреннем рынке, а именно:

сценарий 1 – ограничение или прекращение поставки электроэнергии из Украины по различным техническим, экономическим, политическим, физическим и/или климатическим причинам;

сценарий 2 – ограничение или прекращение поставки электроэнергии с Молдавской ГРЭС по техническим, экономическим, политическим, физическим и/или климатическим причинам;

сценарий 3 – отключение властями левобережья Днестра, по экономическим и/или политическим причинам, сетей электропередачи, которые соединяют как Молдавскую ГРЭС, так и Украинскую электроэнергетическую систему с электроэнергетической системой Республики Молдова в правобережье Днестра;

сценарий 4 – ограничение или прекращение поставки электроэнергии с местных электростанций (преимущественно с ТЭЦ) по техническим, экономическим, физическим и/или климатическим причинам;

сценарий 5 – наличие серьезных технических неисправностей в национальных сетях электропередачи, по техническим, физическим и/или климатическим причинам;

сценарий 6 – возникновение дисбаланса в электроэнергетической системе (резкое повышение потребления, отсутствие достаточных резервов для регулирования, потеря устойчивости электроэнергетической системы, спад или рост частоты/напряжения и т.д.);

сценарий 7 – наличие серьезных технических неисправностей в распределительных электросетях по техническим, физическим и/или климатическим причинам.

13. Сценарии, перечисленные в пункте 12, и связанные с ними последствия изложены в таблице № 1 настоящего Плана действий.

14. В соответствии с настоящим Планом действий, при оценке рисков, была принята во внимание вероятность возникновения выявленных рисков и возможные последствия для снабжения электроэнергией в случае возникновения рисков:

1) вероятность возникновения выявленных рисков:

a) очень низкая – очень маловероятно, что инцидент произойдет в течение ближайших 10 лет;

b) низкая – маловероятно, что риск возникнет в течение ближайших 5 лет;

c) средняя – есть вероятность возникновения риска в течение ближайших 5 лет;

d) высокая – есть вероятность возникновения риска в течение ближайших 3 лет;

e) очень высокая – есть уверенность в возникновении риска в ближайшем будущем;

2) последствие для снабжения электроэнергией в случае возникновения выявленных рисков:

a) незначительное – когда наступивший риск ведет к небольшому перебою, которым могут легко управлять электроэнергетические предприятия путем применения оперативных мер, а снабжение потребителей электроэнергией не ухудшается;

b) умеренное – когда наступивший риск ухудшает снабжение электроэнергией, но ситуацию можно решить путем применения мер, основанных на рыночных механизмах, а потребители существенно не страдают;

c) значительное – когда наступивший риск значительно ухудшает снабжение электроэнергией, а мер, основанных на рыночных механизмах, уже недостаточно, и необходимо принять срочные меры по обеспечению снабжения электроэнергией пострадавших потребителей;

d) тяжелое – когда наступивший риск вызывает серьезные перерывы в снабжении электроэнергией значительного количества потребителей, и необходимо ввести срочные меры по обеспечению снабжения электроэнергией в кратчайшие сроки максимального количества пострадавших потребителей;

e) очень тяжелое – когда в результате возникновения риска снабжение электроэнергией сильно ухудшилось для большинства потребителей или для всех потребителей электроэнергии, и необходимо применить срочные меры по восстановлению снабжения электроэнергией всех пострадавших потребителей в наиболее сжатые сроки.

15. Результаты качественной оценки выявленных рисков отражены в матрице рисков (см. рисунок 1 из настоящего Плана действий). На оси X матрицы показаны последствия (с нарастанием ущерба слева направо), которые могут наступить в случае возникновения рисков, а на оси Y показана вероятность возникновения рисков (с нарастанием вероятности снизу вверх). Картезианское произведение обеих осей представляет все возможные сочетания вероятностей и последствий, то есть тяжесть сочетания вероятность-последствие.

16. В матрице рисков, приведенной на рисунке № 1 настоящего Плана действий, каждое сочетание вероятность-последствие (тяжесть) указано в виде зелено-желто-красного кода, как показано ниже.

IV. ПРЕВЕНТИВНЫЕ МЕРЫ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ

СНАБЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ

17. Вследствие анализа существующего положения в электроэнергетическом секторе и результатов оценки рисков, в том числе учитывая специфику снабжения Республики Молдова первичными энергетическими ресурсами и электроэнергией извне, был выявлен ряд превентивных мер, способных устранить или сократить возникновение рисков.

18. В связи с предупреждением чрезвычайных ситуаций необходимы следующие превентивные меры, относящиеся к спросу и предложению электроэнергии:

1) организация и проведение торгов по закупке электроэнергии извне, в четких, прозрачных и недвусмысленных условиях, позволяющих не только получить минимальные закупочные цены на электроэнергию, но и обеспечить снабжение электроэнергией в надежных и безопасных условиях, в том числе в чрезвычайных ситуациях;

2) внедрение в соответствии с результатами научно-технического обоснования, завершенного в 2016 году, необходимых мер по выполнению задач по подключению электроэнергетической системы Республики Молдова к системе ENTSO-E (совместно с Украиной) и по интеграции внутреннего рынка электроэнергии в рынок электроэнергии ЕС;

3) установление источников финансирования и развитие проектов по асинхронному межсистемному соединению электрических сетей Республики Молдова и Румынии (строительство линии электропередачи ЛЭП 400 кВ Вулкэнешть – Кишинэу и станции "Back to Back" в Вулкэнешть, линии электропередачи ЛЭП 400 кВ Бэлць – Сучава и станции "Back to Back" в Бэлць);

4) принятие необходимых мер по выполнению стратегических задач государственной политики в области энергетики, намеченных в Национальной стратегии развития "Молдова 2020" (утверждена Законом № 166/2012), в Энергетической стратегии Республики Молдова до 2030 года (утверждена Постановлением Правительства № 102/2013), в Национальной программе энергоэффективности на 2011-2020 годы (утверждена Постановлением Правительства № 833/2011) и в Национальном плане действий в области возобновляемых источников энергии на 2013-2020 годы (утвержден Постановлением Правительства № 1073/2013), относительно увеличения внутренних мощностей по производству электроэнергии до 800 МВт, обеспечения доли электроэнергии, вырабатываемой из возобновляемых источников, до уровня 10% в год, а также о выполнении мер по энергоэффективности, призванных обеспечить сокращение энергетической интенсивности на 10%, в том числе снижение интенсивности электроэнергии;

5) внедрение функциональной, конкурентоспособной и высокоразвитой модели рынка электроэнергии, который впоследствии можно будет интегрировать во внутренний рынок ЕС;

6) продвижение заключения договоров на прерываемую поставку электроэнергии, таким образом, чтобы в случае возникновения чрезвычайной ситуации оператор передающей системы имел право ограничить/прервать оказание услуги по передаче в целях обеспечения работы сетей электропередачи в надежных и сбалансированных условиях;

7) продвижение заключения договоров на прерываемую поставку электроэнергии с крупными потребителями, таким образом, чтобы в случае возникновения чрезвычайной ситуации поставщики имели право ограничить/прервать подачу электроэнергии соответствующим потребителям, и/или продвижение создания механизма, стимулирующего крупных потребителей электроэнергии к добровольному сокращению или прекращению потребления в случае возникновения чрезвычайной ситуации;

8) применение электроэнергетическими предприятиями методов менеджмента энергоэффективности и управления спросом.

19. Другими превентивными мерами являются:

1) выполнение в установленные сроки действующего инвестиционного проекта по обновлению сетей электропередачи (проект финансируется из средств Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР), Европейского инвестиционного банка (ЕИБ) и ЕС на общую сумму 41,2 млн.евро), что позволит повысить уровень их надежности и безопасности и, как следствие, будет способствовать безопасности снабжения электроэнергией;

2) разработка и осуществление оператором передающей системы и операторами распределительных систем в соответствии с Законом № 107/2016 об электроэнергии планов развития сетей электропередачи на 10 лет, планов развития распределительных электросетей на 3-летний период, а также годовых инвестиционных планов, посредством которых внедряются конкретные и эффективные меры по гарантированию надежности электроэнергетической системы и по обеспечению безопасности снабжения электроэнергией;

3) создание и поддержание ТЭЦ-ами запасов альтернативного топлива, необходимого для производства электрической и тепловой энергии в случае возникновения чрезвычайной ситуации;

4) создание, обновление и постоянное поддержание, например, запасов материалов, оснащения и оборудования, необходимых в случае возникновения экстренной ситуации;

5) разработка и периодический пересмотр оператором передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой, плана защиты электроэнергетической системы от крупных сбоев, плана восстановления функционирования электроэнергетической системы, а также согласование плана восстановления с передающими операторами соседних стран, с которыми у электроэнергетической системы Республики Молдова есть системное подключение;

6) создание производителями, системными операторами и поставщиками электроэнергии комиссий по чрезвычайным ситуациям на объекте и формирований Гражданской защиты и определение их роли;

7) применение адекватной тарифной политики, обеспечивающей полное покрытие регулируемыми тарифами и ценами в электроэнергетическом секторе минимальных реальных, необходимых и оправданных затрат на осуществление их деятельности на рынке электроэнергии, а также исключение и даже недопущение накопления долгов перед поставщиками первичных энергетических ресурсов и перед внутренними и внешними поставщиками электроэнергии;

8) составление и пересмотр, раз в полугодие, оператором передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой, списка из Норматива отключения вручную некоторых категорий потребителей электроэнергии, а также списка из Норматива поэтапного ограничения потребления электрической энергии в особых ситуациях в электроэнергетической системе, в соответствии с Техническими нормами для передающих электрических сетей, утвержденными НАРЭ;

9) разработка и осуществление производителями и системными операторами годовых планов технического обслуживания и текущего и капитального ремонта электростанций, сетей электропередачи, распределительных электрических сетей, для обеспечения их работы в безопасных, надежных, бесперебойных и эффективных условиях, а также для функционирования электроэнергетической системы по нормальным рабочим параметрам.

V. ЧРЕЗВЫЧАЙНАЯ СИТУАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ

20. Конкретные ситуации по сценариям риска, описанным в пункте 12 и в таблице № 1 настоящего Плана действий, могут быть вызваны различными событиями, сгруппированными по двум основным категориям:

a) развивающееся – событие, которое развивается в течение нескольких дней или даже недель, не имеет немедленных последствий, но способно за относительно короткое время серьезно повлиять на снабжение электроэнергией. В этом случае центральный отраслевой орган и электроэнергетические предприятия обязаны вести мониторинг положения и предпринимать необходимые меры по предупреждению возможного наступления чрезвычайной ситуации. Более того, центральный отраслевой орган может создать оперативную рабочую группу по принятию упреждающих мер;

b) резкое потрясение – событие, которое происходит моментально или развивается в течение нескольких часов, и оказывает незамедлительное отрицательное влияние на снабжение электроэнергией. В этом случае, центральный отраслевой орган, оператор передающей системы должен незамедлительно проинформировать Комиссию через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям, а также принять срочные меры по устранению или сведению к минимуму наступивших последствий в связи с перерывом в снабжении электроэнергией.

21. Для обеспечения адекватного подхода в связи с оценкой чрезвычайной ситуации и принятия ответных мер на угрозы важно определить должным образом уровень кризиса и возможные последствия, связанные с соответствующим уровнем кризиса. В зависимости от создавшегося положения существует 5 уровней состояния функционирования электроэнергетической системы:

1) нормальное рабочее состояние электроэнергетической системы, характеризующееся тем, что, несмотря на угрозы, электроэнергетическая система находится в надежном рабочем состоянии, при котором поддерживаются нормальные параметры функционирования и обеспечивается бесперебойное и надежное снабжение потребителей электроэнергией;

2) ситуация (N-1), характеризующаяся тем, что несмотря на возникновение обычной неисправности, оставшиеся в рабочем состоянии элементы сетей электропередачи способны справиться с новым положением, созданным этой неисправностью, без нарушения пределов операционной надежности электроэнергетической системы и без ухудшения обеспечения снабжения электроэнергией. Считается, что ситуация (N-1) сохраняется в случае, когда возникновение неисправности не приводит к:

a) перерывам в снабжении потребителей электроэнергией;

b) переходу в стационарный режим работы, когда есть превышения допустимых пределов тока и напряжения, что вызывает поломки оборудования;

c) переходу в стационарный режим работы, когда уровни напряжения не соблюдаются в допустимых пределах;

d) превышениям допустимых пределов мощности короткого замыкания в узлах;

e) потере стабильности электроэнергетической системы;

f) отключениям других видов оборудования в сетях электропередачи, кроме тех, которые отключаются посредством специально предусмотренной автоматизации против распространения аварии;

g) потере единства электроэнергетической системы;

3) состояние тревоги, характеризующееся тем, что хотя электроэнергетическая система находится в пределах операционной надежности, была выявлена чрезвычайная неисправность, а в случае ее отключения доступных мер по устранению будет недостаточно для поддержания нормального рабочего состояния.

Для состояния тревоги характерны случаи, когда возможно возникновение ограничений на поставку импортной электроэнергии или от местных производителей, или существенного повышения спроса на электроэнергию. В случае состояния тревоги электроэнергетическая система в целом в состоянии обеспечить снабжение потребителей электроэнергией, кроме случаев ограничения на местном уровне или перерыва в снабжении электроэнергией конечных потребителей определенных зон, на определенные промежутки времени;

4) экстренная ситуация, характеризующаяся тем, что после возникновения экстренной неисправности, пределы операционной надежности электроэнергетической системы нарушены, и, по меньшей мере, один операционный параметр превышает соответствующие пределы.

Экстренной считается ситуация, когда поставка импортной электроэнергии или электроэнергии от местных производителей существенно ограничена или даже прервана. В случае экстренной ситуации электроэнергетическая система не в состоянии обеспечить снабжение электроэнергией всех потребителей, а поставка электроэнергии некоторым категориям конечных потребителей ограничена или прервана на определенные промежутки времени;

5) коллапс (blackout), который характеризуется тем, что уже не может быть обеспечена частичная или полная работа электроэнергетической системы из-за потери напряжения. В случае коллапса прерывается поставка электроэнергии конечным потребителям из одной зоны электроэнергетической системы или из всей электроэнергетической системы.

22. В целях настоящего Плана действий чрезвычайной ситуацией считается экстренная ситуация или коллапс, при возникновении которых может наступить одно из следующих последствий:

1) электроэнергетическая система осталась без напряжения, частично или полностью (ситуация коллапса);

2) существенно прервана поставка электроэнергии извне и/или от местных производителей, или возник чрезвычайно высокий спрос на электроэнергию, в условиях, при которых существующее предложение не в состоянии удовлетворить спрос на электроэнергию (электроэнергетическая система не в состоянии обеспечить электроэнергией всех потребителей), а меры, основанные на рыночных механизмах, хотя и внедряются, но не позволяют обеспечить снабжение потребителей электроэнергией, и необходимо принять срочные меры;

3) значительно ухудшилась поставка электроэнергии из-за существенных неисправностей в сетях электропередачи или распределительных электросетях (например, аварий, пожаров, стихийных бедствий, экстремальных погодных условий, террористической атаки), из-за чего невозможно получать электроэнергию от производителей/поставщиков за счет импорта и передавать/распределять конечным потребителям из пострадавших зон, а вследствие этого необходимо принять срочные меры по устранению неисправностей и восстановлению снабжения электроэнергией пострадавших конечных потребителей.

23. Возникновение экстренной ситуации констатируется Комиссией в порядке, установленном в Положении о чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии, а период ее действия применяются в приоритетном порядке настоящий План действий, Положение о чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии и решения Комиссии.

VI. РОЛЬ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ,

А ТАКЖЕ УЧАСТВУЮЩИХ ОРГАНОВ ПУБЛИЧНОГО УПРАВЛЕНИЯ

В СЛУЧАЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ЭКСТРЕННОЙ СИТУАЦИИ

24. В соответствии с положениями Закона № 107/2016 об электроэнергии электроэнергетические предприятия должны выполнять свои обязанности, в том числе по обеспечению безопасной, надежной и эффективной работы электроэнергетической системы, таким образом, чтобы обеспечивалось снабжение потребителей электроэнергией в условиях доступности, постоянного наличия, надежности, бесперебойности, качества и прозрачности.

25. В случае возникновения экстренной ситуации, электроэнергетические предприятия обязаны мобилизовать весь имеющийся потенциал производства электроэнергии, предпринять все доступные меры по балансировке и возврату электроэнергетической системы к нормальному рабочему состоянию в кратчайшие сроки и применить, по необходимости, план восстановления поврежденных электросетей.

26. В период действия экстренной ситуации, в пределах технических возможностей, производители, системные операторы и поставщики должны обеспечивать в первоочередном порядке снабжение электроэнергией домов сирот, детских садов, органов полиции и органов по чрезвычайным ситуациям, бытовых потребителей, медицинских учреждений и других государственных органов и учреждений, которые в соответствии с законодательством не обязаны располагать собственными источниками снабжения электроэнергией в экстренных ситуациях.

27. В случае возникновения экстренной ситуации системные операторы вправе ограничить или прервать подачу электроэнергии определенным категориям потребителей и только согласно условиям и с соблюдением процедур, установленных в настоящем Плане действий, в Нормативе отключения вручную некоторых категорий потребителей электроэнергии и Нормативе поэтапного ограничения потребления электрической энергии в особых ситуациях в электроэнергетической системе.

28. Норматив отключения вручную некоторых категорий потребителей электроэнергии и Норматив поэтапного ограничения потребления электрической энергии в особых ситуациях в электроэнергетической системе разрабатываются оператором передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой, в сотрудничестве с другими системными операторами.

29. Ограничения на снабжение электроэнергией в экстренных ситуациях следует применять только с соблюдением принципов, установленных в настоящем Плане действий. Любая защитная мера, установленная в соответствии с настоящим Планом действий, применяется временно (чтобы вызвать как можно меньше сбоев в функционировании рынка электроэнергии), и должна ограничиваться строго необходимым для устранения угрозы безопасности, восстановления физической целостности лиц или сетей и установок электроэнергетической системы.

30. Любая защитная мера должна приниматься оператором передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой, после совещания с другими системными операторами, а также с операторами передающих систем соседних стран, с которыми у электроэнергетической системы Республики Молдова имеется межсистемное соединение, с соблюдением заключенных двусторонних соглашений, в том числе соглашений об обмене информацией.

31. В зависимости от создавшегося положения и специфики электроэнергетической системы, в случае наступления экстренной ситуации, электроэнергетические предприятия, органы власти, органы центрального публичного управления, другие органы публичной власти должны дополнительно выполнить ряд следующих специфических мер:

A. В случае нормального рабочего состояния электроэнергетической системы и в случае ситуации N-1

1) Оператор передающей системы, операторы распределительных систем, производители и поставщики должны:

a) осуществлять свою деятельность в обычных рабочих условиях и предоставлять услуги по передаче, распределению пользователям системы и, соответственно, поставлять электроэнергию конечным потребителям, в соответствии с заключенными с ними договорами;

b) вести непрерывный мониторинг создавшегося в электроэнергетической системе положения, и в зависимости от осуществляемой деятельности, предпринимать необходимые меры по поддержанию в нормальном рабочем состоянии электростанций, сетей электропередачи и распределительных электросетей, с соблюдением нормативно-технических документов в данной отрасли, а также по поставке потребителям электроэнергии согласно установленным параметрам качества;

c) предпринимать все необходимые меры по предупреждению и устранению всех событий, способных привести к наступлению состояния тревоги в электроэнергетической системе;

d) представлять центральному отраслевому органу и НАРЭ конкретную и надежную информацию и данные о возникновении событий, способных вызвать экстренную ситуацию, соответственно, о порядке, при котором такое положение может ухудшить снабжение потребителей электроэнергией.

2) центральный отраслевой орган должен:

a) обобщать полученную от электроэнергетических предприятий информацию о создавшемся в электроэнергетической системе положении и совместно анализировать с электроэнергетическими предприятиями и НАРЭ;

b) уведомлять НАРЭ в связи с необходимостью мониторинга выполнения участниками рынка электроэнергии возложенных на них обязанностей, способных улучшить положение, исключая возможность его дальнейшего усугубления путем перерастания в состояние тревоги или экстренную ситуацию;

c) информировать Комиссию через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям о создавшемся положении и последствиях, которые могут наступить в электроэнергетической системе в связи с возникновением событий, способных вызвать состояние тревоги или экстренную ситуацию, а также о мерах, которые следует предпринять для улучшения создавшегося положения. В связи с определением мер, которые необходимо выполнить, центральный отраслевой орган может обратиться за содействием в НАРЭ;

d) оценивать, в том числе при содействии НАРЭ, уровень готовности электроэнергетических предприятий к возможной экстренной ситуации.

B. В случае состояния тревоги или экстренной ситуации:

1) оператор передающей системы (ОПС) в зависимости от создавшегося положения должен:

a) незамедлительно проинформировать Комиссию через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям, центральный отраслевой орган и НАРЭ о возникновении любого конкретного и достоверного события, которое вызвало ситуацию тревоги или экстренную ситуацию (возникла чрезвычайная неисправность, а доступных мер по ее устранению недостаточно для того, чтобы поддерживать нормальное рабочее состояние электроэнергетической системы; ограничена или прекращена поставка электроэнергии извне, ограничена или прекращена поставка электроэнергии от местных производителей, а имеющееся предложение не в состоянии полностью удовлетворить спрос на электроэнергию). Одновременно оператор передающей системы должен представить всю соответствующую информацию по данному вопросу, а также сообщить, какие меры были и должны быть приняты в создавшемся положении, в том числе меры, не основанные на рыночных механизмах;

b) в случае подтверждения Комиссией состояния тревоги или экстренной ситуации выполнять свои обязанности с учетом необходимости соблюдения принципов непринятия мер, создающих угрозу жизни людей или целостности имущества, а также не ограничивать, по мере технических возможностей, трансграничные потоки электроэнергии;

c) предпринять необходимые меры по частичному восстановлению снабжения пострадавших потребителей по другим действующим электрическим сетям, по мере технических возможностей;

d) применять, в случае необходимости, максимальные возможности генераторных и компенсирующих установок, или даже отключение линий электропередачи на 330-400 кВ в случае превышения пределов напряжения;

e) прибегнуть к ограничению или даже прекращению, на время устранения неисправностей, поставки электроэнергии конечным потребителям определенной зоны или конечным потребителям определенной категории, в соответствии со списками, установленными в Нормативе отключения вручную некоторых категорий потребителей электроэнергии и в Нормативе поэтапного ограничения потребления электрической энергии в особых ситуациях в электроэнергетической системе или, в их отсутствие, в соответствии с графиками веерных отключений (ГВО), согласованными в другими системными операторами (ГВО 10 кВ и ГВО 110 кВ);

f) предпринять необходимые меры по обеспечению работы электроэнергетической системы при сниженном резерве и, в случае необходимости, прибегнуть к ограничению или частичному отключению некоторых конечных потребителей (автоматически или вручную), согласно принципу, указанному в подпункте A, в случае отсутствия достаточного резерва для регулирования электроэнергетической системой;

g) в случае асинхронного режима произвести разделение электроэнергетической системы (автоматически или вручную) и автоматическое изменение мощности потребления и генерации;

h) предпринять необходимые меры по балансировке электроэнергетической системы;

i) предпринять необходимые меры по оттаиванию наледи (токами нагрузки);

j) в случае падения частоты участвовать в рамках системы IPS/UPS (синхронная сеть передачи электроэнергии) в регулировании частоты посредством частичного отключения потребителей и максимального использования имеющихся генерирующих резервов, а также путем отключения электростанций для сохранения их собственных услуг путем их автоматического разделения и работы в островном режиме;

k) принимать и передавать в надежных условиях дополнительные объемы электроэнергии, предоставляемые поставщиками и производителями;

l) предпринять необходимые меры по устранению в кратчайшие сроки технических неисправностей, возникших в сетях электропередачи, а также по восстановлению их работы в нормальных рабочих условиях;

m) в случае отключения электроэнергетической системы Республики Молдова от электроэнергетической системы Украины предпринять необходимые меры для функционирования электроэнергетической системы Республики Молдова в отдельном режиме, в том числе путем частичной подачи потребителям, в островном режиме, электроэнергии, закупаемой в Румынии;

n) ежедневно представлять Комиссии через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям информацию о выполненных обязанностях и предпринятых мерах по улучшению создавшегося положения, в период действия состояния тревоги или экстренной ситуации, с соблюдением требований, установленных в разделе V Положения о чрезвычайных ситуациях на рынке электроэнергии;

o) незамедлительно возобновить деятельность в обычных условиях, как только исчезнут причины, вызвавшие наступление состояния тревоги или экстренной ситуации, и сразу же уведомить об этом Комиссию и центральный отраслевой орган через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям об этом факте;

p) сотрудничать с операторами передающих систем соседних государств, в том числе путем применения механизма непрерывного обмена информацией для гарантирования безопасности и надежности работы сетей электропередачи в контексте управления перегрузками.

2) оператор распределительной системы в зависимости от создавшегося положения должен:

a) незамедлительно проинформировать ответственного оператора передающей системы, центральный отраслевой орган и НАРЭ, с представлением конкретной и надежной информации о возникновении события, создающего угрозу поставке электроэнергии по распределительным электрическим сетям, и о мерах, которые необходимо предпринять или которые уже были предприняты для предупреждения или сведения к минимуму влияния на снабжение электроэнергией потребителей своей зоны деятельности;

b) в случае подтверждения Комиссией состояния тревоги или экстренной ситуации, предпринять меры, установленные в настоящем Плане действий, согласно указаниям ответственного оператора передающей системы, а также выполнять решения Комиссии;

c) выполнять решения Комиссии, а также указания ответственного оператора передающей системы, в том числе по ограничению поставки электроэнергии или по частичному отключению потребителей в соответствии со списками из Норматива отключения вручную некоторых категорий потребителей электроэнергии и из Норматива поэтапного ограничения потребления электрической энергии в особых ситуациях в электроэнергетической системе, или в их отсутствие, в соответствии с графиками веерных отключений (ГВО), согласованными с другими системными операторами (ГВО 10 кВ и ГВО 110 кВ);

d) предпринять необходимые меры по частичному восстановлению снабжения пострадавших потребителей путем других действующих электрических сетей, по мере технических возможностей;

e) принимать и передавать в безопасных условиях дополнительные объемы электроэнергии, предоставляемые поставщиками и производителями;

f) предпринять необходимые меры по оттаиванию наледи (токами нагрузки);

g) предпринять необходимые меры по устранению в кратчайшие сроки технических неисправностей, возникших в распределительных электросетях, а также по восстановлению их работы в нормальных рабочих условиях;

h) по инициативе поставщиков прерывать подачу электроэнергии крупным потребителям, которые заключили договоры на прерываемую поставку электроэнергии;

i) по инициативе поставщиков прерывать подачу электроэнергии крупным потребителям, которые заключили с поставщиками договоры на добровольное прекращение поставки электроэнергии в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;

j) ежедневно информировать оператора передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой (в дальнейшем – ответственный оператор передающей системы), о выполненных обязанностях и предпринятых мерах по улучшению создавшегося положения, в период действия состояния тревоги или экстренной ситуации;

k) при исчезновении причин, которые привели к возникновению состояния тревоги или экстренной ситуации, незамедлительно уведомить ответственного оператора передающей системы;

l) своевременно в полном объеме и качественно представлять всю информацию, запрашиваемую ответственным оператором передающей системы, Комиссией или центральным отраслевым органом;

m) незамедлительно возобновить деятельность в обычных условиях, согласно указанию ответственного оператора передающей системы, в связи с исчезновением причин, которые определили возникновение состояние тревоги или экстренной ситуации;

3) поставщик в зависимости от создавшегося положения должен:

a) незамедлительно проинформировать ответственного оператора передающей системы, системного оператора, с которым у него заключен договор на предоставление услуги по передаче, распределительной услуги, центральный отраслевой орган и НАРЭ, с представлением конкретной и надежной информации, о возникновении конкретного события, препятствующего поставке электроэнергии конечным потребителям;

b) в случае подтверждения Комиссией состояния тревоги или экстренной ситуации предпринять меры, установленные в настоящем Плане действий, согласно указаниям ответственного оператора передающей системы, а также выполнять решения Комиссии;

c) предпринять необходимые меры по закупке и поставке дополнительных объемов электроэнергии, необходимых для удовлетворения чрезвычайно высокого спроса или в случае ограничения или прекращения поставки электроэнергии из определенного источника;

d) применять условия о прерывании поставки электроэнергии, установленные в договорах на прерываемую поставку электроэнергии, заключенных с крупными потребителями;

e) применять условия о прерывании поставки электроэнергии, установленные в договорах добровольного прекращения поставки электроэнергии в случае возникновения чрезвычайных ситуаций, заключенных с крупными потребителями;

f) информировать обслуживаемых конечных потребителей о возникновении состояния тревоги или экстренной ситуации и о приблизительных сроках улучшения создавшегося положения;

g) информировать ответственного оператора передающей системы о выполненных обязанностях и предпринятых мерах по улучшению создавшегося положения, в период действия состояния тревоги или экстренной ситуации;

h) при исчезновении причин, обусловивших возникновение состояния тревоги или экстренной ситуации, незамедлительно проинформировать ответственного оператора передающей системы;

i) своевременно в полном объеме и качественно представлять всю информацию, запрашиваемую ответственным оператором передающей системы, Комиссией или центральным отраслевым органом;

j) незамедлительно возобновить деятельность в обычных условиях, по указанию ответственного оператора передающей системы, в связи с исчезновением причин, которые обусловили возникновение состояния тревоги или экстренной ситуации;

4) производитель в зависимости от создавшегося положения должен:

a) незамедлительно проинформировать ответственного оператора передающей системы, поставщиков электроэнергии, центральный отраслевой орган и НАРЭ, с представлением конкретной и надежной информации, о возникновении конкретного события, которое ведет к существенному ограничению или даже к прекращению производства электроэнергии на эксплуатируемой им электростанции;

b) в случае подтверждения Комиссией состояния тревоги или экстренной ситуации предпринять меры, установленные в настоящем Плане действий, согласно указаниям ответственного оператора передающей системы, а также выполнять решения Комиссии;

c) в контексте прерывания или ограничения поставки природного газа ТЭЦ должна предпринять необходимые меры в связи с переходом на альтернативное топливо для производства электроэнергии, используя в этих целях собственные запасы или, по решению Комиссии, государственные резервы;

d) согласно указаниям ответственного системного оператора и по мере технических возможностей предоставить всю имеющуюся электрическую мощность своей электростанции и/или увеличить/сократить производство электроэнергии;

e) поддерживать в рабочем состоянии как минимум один генерирующий блок на станции для собственных услуг;

f) предпринять необходимые меры по улучшению создавшегося на станции положения и обеспечить незамедлительное осуществление процесса производства электроэнергии в нормальных условиях деятельности;

g) информировать ответственного оператора передающей системы о выполненных обязанностях и предпринятых мерах по улучшению создавшегося положения в период действия состояния тревоги или экстренной ситуации;

h) своевременно в полном объеме и качественно представлять всю информацию, запрашиваемую ответственным оператором передающей системы, Комиссией или центральным отраслевым органом;

i) при исчезновении причин, обусловивших возникновение состояния тревоги или экстренной ситуации, незамедлительно уведомить ответственного оператора передающей системы;

j) незамедлительно возобновить деятельность в обычных условиях, по указанию ответственного оператора передающей системы, в связи с исчезновением причин, обусловивших возникновение состояния тревоги или экстренной ситуации;

5) центральный отраслевой орган в зависимости от создавшегося положения должен:

a) обобщать получаемую от электроэнергетических предприятий информацию о создавшемся положении в электроэнергетической системе и анализировать ее вместе с электроэнергетическими предприятиями и НАРЭ;

b) уведомлять Комиссию через Генеральный инспекторат по чрезвычайным ситуациям в связи с объявлением состояния тревоги или экстренной ситуации, а также определять и предлагать Комиссии меры, которые следует предпринять для улучшения положения, сокращения последствий, а также исключения осложнения создавшегося положения. В связи с определением мер, которые следует предпринять, центральный отраслевой орган может запросить содействия НАРЭ;

c) проинформировать о создавшемся положении Службу информации и безопасности;

d) уведомить НАРЭ в связи с необходимостью проведения мониторинга выполнения участниками рынка электроэнергии возложенных на них обязанностей по улучшению создавшегося положения, сокращению последствий, а также по исключению осложнения создавшегося положения;

e) вести мониторинг, в том числе при содействии НАРЭ, порядка выполнения электроэнергетическими предприятиями обязанностей, возложенных на них в контексте возникновения состояния тревоги или экстренной ситуации;

f) вести мониторинг порядка выполнения органами центрального публичного управления, органами публичной власти обязанностей, возложенных на них в контексте возникновения состояния тревоги или экстренной ситуации;

g) предпринимать другие действия, установленные в настоящем Плане действий, и выполнять решения Комиссии;

h) в случае невозможности надлежащего управления экстренной ситуацией путем применения мер на национальном уровне по указанию Комиссии сообщить об этом председателю Координационной группы по безопасности снабжения Энергетического сообщества для созыва заседания Координационной группы по рассмотрению создавшегося положения, и, по необходимости, для оказания помощи Республики Молдова в связи с координацией мер, внедряемых на национальном и региональном уровне для преодоления экстренной ситуации.

C. В случае возникновения коллапса (частичной или полной потери напряжения)

1) в случае возникновения коллапса в определенной зоне электроэнергетической системы или во всей электроэнергетической системе электроэнергетические предприятия и центральный отраслевой орган должны предпринять меры, установленные в подпункте 5 буквы B, в том числе по уведомлению, подтверждению, оповещению и т.д., а также срочные меры, призванные обеспечить быстрое восстановление работы электроэнергетической системы;

2) срочные меры по восстановлению работы электроэнергетической системы должны быть предприняты электроэнергетическими предприятиями, по указанию ответственного оператора передающей системы и в соответствии с Планом восстановления работы электроэнергетической системы, разработанным им согласно Техническим нормам для передающих электрических сетей, утвержденным НАРЭ;

3) пользователи сетей электропередачи обязаны оперативно действовать в целях восстановления работы электроэнергетической системы и выполнять все задачи и условия интеграции, установленные ответственным оператором передающей системы.

Приложение

к Плану действий в чрезвычайных ситуациях

на рынке электроэнергии

СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ

И ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЕКТОРА

Инфраструктура электроэнергетической системы

1. Инфраструктура электроэнергетической системы состоит из 3 основных компонентов: электростанции, сети электропередачи и распределительные электросети.

Электростанции

2. По состоянию на 31 декабря 2016 года общий потенциал производства электроэнергии Республики Молдова (без левобережья Днестра) составлял около 436 МВт, из них:

1) 306 МВт – установленная электрическая мощность теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) АО "Termoelectrica" мун.Кишинэу, а именно:

a) ТЭЦ-1, построенная в период 1951-1961 годов, с установленной электрической мощностью 66 МВт, которая использует природный газ и мазут;

b) ТЭЦ-2, построенная в 1976-1980 годы, с установленной электрической мощностью 240 МВт, которая использует природный газ и мазут;

2) 24 МВт – установленная электрическая мощность ТЭЦ Nord мун.Бэлць, построенной в 1956-1970 годы, которая использует природный газ и мазут;

3) 16 МВт – установленная мощность гидроэнергетической станции Костешть–Стынка (ГЭС Костешть–Стынка), построенной в 1978 году;

4) 7,5 МВт – установленная мощность 41 электростанции, которые используют возобновляемые источники, построенных в 2010–2016 годы, из них:

a) 3 электростанции на биогазе с общей мощностью 2,8 МВт;

b) 3 ветровые электростанции с общей мощностью 2,3 МВт;

c) 24 солнечные электростанции с общей мощностью 1,8 МВт;

5) 87 МВт – электрическая мощность других электростанций, в том числе сахарных заводов, построенных в 1956-1981 годы.

3. Потенциал производства электроэнергии электростанциями, расположенными на левобережье Днестра, составляет 2600 МВт, в том числе:

1) 2520 МВт – установленная мощность АО "Молдавская ГРЭС", построенной в 1964-1982 годы, которая использует природный газ, мазут и уголь;

2) 48 МВт – установленная мощность Дубэсарской гидроэнергетической станции (Дубэсарская ГЭС), построенной в 1954-1966 годы;

3) ТЭЦ Tirotex – 32 МВт.

4. Потенциал производства электроэнергии (без левобережья Днестра) во многом зависит от тепловой потребительской нагрузки и используется на относительно удовлетворительном уровне в холодное время, однако, в остальные периоды года эта производственная мощность используется на очень низком уровне. В качестве примера на рисунке 1 настоящего приложения представлена информация о среднесуточном потенциале производства электроэнергии в течение 2016 года (без электростанций, расположенных в левобережье Днестра), а на рисунке 2 настоящего приложения отражена информация о максимальной и минимальной потребительской нагрузке в течение 2016 года.

Рисунок 1. Среднесуточный потенциал производства электроэнергии в течение

2016 года (средние значения по каждому часу суток каждого месяца), МВт

Источник: Данные оператора передающей системы ГП "Moldelectrica"

Рисунок 2. Максимальная и минимальная потребительская нагрузка

в характерные рабочие дни по каждому месяцу 2016 года, МВт

Источник: Данные оператора передающей системы ГП "Moldelectrica"

5. В то же время из этого ясно следует, что электростанции, расположенные на правобережье Днестра, в состоянии обеспечить максимальную потребительскую нагрузку Республики Молдова на низком уровне, менее 19% в среднем в год. В холодное время года (январь-март и октябрь-декабрь) производственные нагрузки электростанций, расположенных на правобережье Днестра, используются в среднем на уровне 24%–56% установленной мощности, что обеспечивает от 15% до 38% максимальной нагрузки потребления электроэнергии в соответствующий период. В теплое время года (апрель-сентябрь) производственная мощность местных электростанций используется в среднем на уровне всего 1%–13% установленной мощности и обеспечивает не более 11% максимальной потребительской нагрузки Республики Молдова. Остальные около 62%–99% потребительской нагрузки покрываются за счет производства электроэнергии АО "Молдавская ГРЭС" и/или импорта электроэнергии из Украины.

Сети электропередачи

6. В соответствии с Законом № 107/2016 об электроэнергии, сетями электропередачи считается система, состоящая из электрических линий высокого напряжения с оборудованием и установками для трансформации и коммутации, а также со вспомогательными установками, служащая для передачи электроэнергии. Сети электропередачи правобережья Днестра включают:

1) 4704,41 км воздушных линий электропередачи (ЛЭП), из них:

a) 203 км ЛЭП 400 кВ;

b) 377,34 ЛЭП 330 КВ;

c) 3338,82 ЛЭП 110 кВ;

d) 785,25 км ЛЭП 35 кВ.

2) 183 трансформаторные подстанции (649 трансформаторов) с общей мощностью 4725,2 МВА, в том числе:

a) 1 подстанция 400/110/35 кВ с мощностью 500 МВА;

b) 1 подстанция 330/110/35 кВ с мощностью 525 МВА;

c) 2 подстанции 330/110/10 кВ с общей мощностью 1000 МВА;

d) 39 подстанций 110/35/10 кВ с общей мощностью 1107,6 МВА;

e) 86 подстанций 110/10 кВ с общей мощностью 1183,3 МВА;

f) 1 подстанция 110/10/6 кВ с мощностью 16,3 МВА;

g) 2 подстанции 110/6 кВ с общей мощностью 38,6 МВА;

h) 39 подстанций 35/10 кВ с общей мощностью 244,3 МВА;

i) 8 подстанций 35/10/6 кВ с общей мощностью 93,5 МВА;

j) 1 подстанция 35/6 кВ с мощностью 4 МВА;

k) 2 подстанции 35/6/0.4 кВ с общей мощностью 7 МВА;

l) 1 подстанция 10/6 кВ с мощностью 5,6 МВА.

7. К сетям электропередачи непосредственно подключены электрические установки одного конечного потребителя (небытового потребителя), а также 14 электростанций, из них 3 электростанции, которые используют возобновляемые источники. В 2016 году максимальная электрическая нагрузка сетей электропередачи составляла 1067 МВт.

8. Электроэнергетическая система Республики Молдова, включая регион левобережья Днестра, синхронно подключена к электроэнергетической системе Украины 18 линиями или отрезками линий электропередачи, из которых 7 ЛЭП номинального напряжения 330 кВ и 11 ЛЭП номинального напряжения 110 кВ, которые обеспечивают передачу электроэнергии, как для Республики Молдова, так и для Украины (импорт/экспорт одновременно).

9. Импорт из Украины ограничен статической устойчивостью. Потенциал импорта зависит от объема потока через так называемое "контролируемое сечение Украина-Молдова-Одесса" (в дальнейшем – контролируемое сечение), от конфигурации сетей электропередачи Республики Молдова и Украины, а также от количества генерирующих блоков, действующих на АО "Молдавская ГРЭС" и Днестровской ГЭС. Контролируемое сечение включает 4 линии на 330 кВ: Днестровская ГЭС (Украина) – Бэлць (Республика Молдова), Котовск (Украина) – АО "Молдавская ГРЭС" (Республика Молдова) и Аджалык (Украина) – Усатово 1 и Усатово 2 (Украина).

10. Для нормальной топологии допустимый поток электроэнергии через контролируемое сечение колеблется в зависимости от количества генерирующих блоков, действующих на АО "Молдавская ГРЭС" и Днестровской ГЭС, в пределах 1250-1500 МВт. В то же время, следует отметить, что Днестровская ГЭС используется для обеспечения пиковой нагрузки, а импорт электроэнергии из Украины и закупка электроэнергии у АО "Молдавская ГРЭС" взаимоисключаются (в случае импорта электроэнергии из Украины сокращается количество действующих генерирующих блоков на АО "Молдавская ГРЭС"). Между тем это приводит к сокращению диапазона размера потенциала контролируемого сечения и, соответственно, передачи в Республику Молдова импортируемой электроэнергии до 350-500 МВт. Для топологий с выведенными из строя элементами объем импорта из Украины в Республику Молдова может упасть вплоть до нуля.

11. В то же время допустимый поток электроэнергии по каждому из межсистемных соединений между электроэнергетической системой Республики Молдова и электроэнергетической системой Украины ограничен техническими параметрами соответствующего оборудования (провод, трансформаторы тока на концах линии электропередачи). Информация о межсистемных подключениях между электроэнергетической системой Республики Молдова и электроэнергетической системой Украины, а также о допустимом потоке по каждому межсистемному соединению в отдельности отражена в таблице 1 настоящего приложения.

12. Также у электроэнергетической системы Республики Молдова имеется межсистемное соединение с электроэнергетической системой Румынии. Однако с учетом того, что они входят в разные синхронные системы – IPS/UPS (синхронная сеть передачи электроэнергии) и ENTSO-E, осуществление обменов электроэнергией (импорт/экспорт) по данным межсистемным соединениям ограничено радиальным режимом работы и может осуществляться только в островных условиях. Информация о межсистемных соединениях между электроэнергетической системой Республики Молдова и электроэнергетической системой Румынии, а также об их мощности содержится в таблице 2 настоящего приложения.

13. В настоящее время всеми вопросами, касающимися доступа к межсистемным соединениям между Республикой Молдова и Украиной, в связи с импортом электроэнергии из Украины, занимается ГП "НЭК Укрэнерго" (оператор передающей системы Украины), а вопросы доступа к межсистемным соединениям между Республикой Молдова и Румынией, в связи с импортом из Румынии, находятся в ведении АО "Transelectrica" (оператор передающей системы Румынии).

14. Эксплуатация, техническое обслуживание, модернизация и развитие сетей электропередачи, а также управление вопросами предоставления доступа, в том числе подключения к национальным сетям электропередачи, входят в обязанности ГП "Moldelectrica" – единственного оператора передающей системы Республики Молдова. Деятельность по передаче электроэнергии осуществляется на основе лицензии на передачу электроэнергии. В то же время, в соответствии с Законом № 107/2016 об электроэнергии, оператор передающей системы, который владеет лицензией на централизованное управление электроэнергетической системой, несет ответственность за единое оперативно-технологическое управление электроэнергетической системой, а также за балансировку электроэнергетической системы.

15. В контексте установленных законом обязанностей ГП "Moldelectrica" ежегодно проводит работы по техническому обслуживанию, текущему и капитальному ремонту, а также по реконструкции и модернизации сетей электропередачи, в том числе линий, электростанций, устройств по релейной защите и автоматике (РЗА), а также измерительного оборудования, средств связи и телемеханики, для поддержания их нормального рабочего состояния. Так в 2001-2002 годы были полностью восстановлены линии электропередачи, поврежденные в результате неблагоприятных погодных условий в ноябре 2000 года, когда из-за наледи было повреждено 48 линий электропередачи разных категорий напряжения. Также и в январе 2007 года наледь привела к существенному повреждению некоторых линий электропередачи, а ремонтные работы были выполнены за очень короткий срок.

16. В то же время с 2005 года ГП "Moldelectrica" выполняло работы по модернизации оборудования подстанций (ПС) на 330 кВ в Кишинэу, Стрэшень, Бэлць, выполнило работы по замене двух трансформаторов на ПС 330 кВ в Кишинэу, построило новые ЛЭП 110 кВ, в том числе межсистемные, а также начало работы по реконструкции электроэнергетической системы 110 кВ, по модернизации линий электропередачи 330 кВ и по обновлению устройств РЗА, средств связи и телемеханики, и систем учета электроэнергии. Также было завершено внедрение системы мониторинга, учета и сбора данных SCADA и автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии.

17. Следует отметить, что в течение последних лет не было существенных перерывов в поставке электроэнергии из-за неисправностей в сетях электропередачи, кроме плановых перерывов и некоторых неплановых перерывов, на короткие периоды времени и с несущественным влиянием на поставки электроэнергии, которые были вызваны с возникновением незначительных неисправностей. Так в течение 2016 года в сетях электропередачи было отмечено в общей сложности 87 перерывов со средней продолжительностью 33,7 минут/год, а объем недопоставленной по этим причинам энергии составил 255,5 тыс.кВт·ч или 0,005% общего объема переданной электроэнергии. Детальная информация о перерывах в сетях электропередачи, в том числе о недопоставленной из-за этого энергии в 2012-2016 годы, представлена в таблице 3 настоящего приложения.

18. В итоге, хотя ГП "Moldelectrica" не располагает необходимыми финансовыми средствами на развитие межсистемных соединений с электроэнергетической системой ENTSO-E, на строительство новых сетей электропередачи, а также на полное обновление, реконструкцию и модернизацию существующих линий электропередачи, на данный момент сети электропередачи находятся в удовлетворительном эксплуатационном состоянии и позволяют осуществлять бесперебойное и надежное снабжение потребителей электроэнергией.

Распределительные электросети

19. Общая протяженность распределительных электросетей, расположенных на правобережье Днестра, составляет 56,84 тыс.км, из них: 1,8 тыс.км – линии электропередачи высокого напряжения (35-110кВ), 22,1 тыс.км – линии электропередачи среднего напряжения (6-10кВ) и 32,9 тыс.км – линии электропередачи низкого напряжения (0,4кВ), также они включают 14764 электротрансформатора с общей мощностью 4583,7 МВА.

20. К распределительным электросетям непосредственно подключено 29 электростанций, из которых 27 используют возобновляемые источники, а также 1362,7 тыс. электроустановок конечных потребителей, все они оснащены измерительным оборудованием. Таким образом, 1276,5 тыс. конечных потребителей обеспечиваются электроэнергией посредством распределительных электросетей, а 1226,3 тыс. (96,1%) из них являются бытовыми потребителями. Подробная информация о распределительных электросетях отражена в таблице 4 настоящего приложения.

21. Эксплуатация, техническое обслуживание, модернизация и развитие распределительных электросетей осуществляется двумя операторами распределительных систем, которые ведут свою деятельность на основании лицензии на распределение электроэнергии (АО ПИК "RED Union Fenosa" и АО "RED Nord"). Также, согласно Закону № 107/2016 об электроэнергии, эти два оператора распределительных систем обязаны предоставлять свободный, прозрачный и недискриминационный доступ к распределительным электросетям, в том числе подключать к сети всех заявителей в предусмотренных условиях, а также бесперебойно и надежно предоставлять услугу по распределению электроэнергии, с соблюдением установленных параметров и показателей качества.

22. Что касается качества услуги по распределению, в 2016 году средняя продолжительность перерывов в распределительных электросетях (показатель SAIDI) составил 176 минут, показатель средней частоты перерывов (SAIFI) составил 2,7, а средняя продолжительность перерыва на одного потребителя составила 65 минут. Вследствие этого можно сделать вывод, что, несмотря на небольшие проблемы, которые имеются в электроэнергетической системе, распределительные электросети находятся в удовлетворительном техническом состоянии и позволяют осуществлять бесперебойное и надежное снабжение потребителей электроэнергией.

Рынок электроэнергии

23. В соответствии с положениями Закона № 107/2016 об электроэнергии внутренний рынок электроэнергии был объявлен открытым, а все потребители являются независимыми и имеют право свободно выбирать и менять поставщика электроэнергии. Однако в действительности Республика Молдова зависит практически от одного источника производства – АО "Молдавская ГРЭС"; это происходит, потому что рынок электроэнергии Республики Молдова не интегрирован в региональный рынок, а на правобережье Днестра нет достаточных источников производства. Нельзя обойти вниманием и существующее положение энергетического сектора Украины, который не вполне предсказуем из-за войны в определенных регионах этой страны.

24. Исходя из этого, в последние два года потребление электроэнергии в Республике Молдова обеспечивалось примерно на 19% за счет электроэнергии, вырабатываемой электростанциями правобережья Днестра, на 0,1%-0,4% – за счет импорта из Украины и на уровне свыше 80% – электроэнергией, произведенной АО "Молдавская ГРЭС". В этих условиях, за исключением только одного потребителя, остальные потребители электроэнергии фактически не могут осуществить свое право выбора и замены поставщика, и снабжаются электроэнергией двумя поставщиками, в условиях и по тарифам, регулируемым и утверждаемым НАРЭ.

25. Внутренний рынок электроэнергии организован и функционирует, в частности, в соответствии с Законом № 107/2016 об электроэнергии и с Правилами рынка электроэнергии, утвержденными НАРЭ, а на правобережье Днестра осуществляют свою деятельность 59 электроэнергетических предприятий (согласно информации по состоянию на 31 декабря 2017 г.), из которых:

1) 4 электроэнергетических предприятия, которые владеют лицензией на производство электроэнергии (АО "Termoelectrica", ТЭЦ Nord, ГЭС Костешть, ООО "Picador Grup");

2) 35 электроэнергетических предприятий, которые производят электроэнергию, но в соответствии с Законом № 107/2016 об электроэнергии не обязаны получать лицензию на осуществление данного вида деятельности. Из них 30 производителей эксплуатируют электростанции, которые используют возобновляемые источники;

3) 1 электроэнергетическое предприятие, которое владеет лицензией на передачу электроэнергии (ГП "Moldelectrica" – оператор передающей системы);

4) 2 электроэнергетических предприятия, которые владеют лицензией на распределение электроэнергии (операторы распределительных систем: АО ПИК "RED Union Fenosa" и АО "RED–Nord");

5) 2 электроэнергетических предприятия, которые владеют лицензией на поставку электроэнергии и осуществляют свою деятельность по регулируемым условиям и ценам: ООО ПИК "Gas Natural Fenosa Furnizare Energie", которое поставляет около 74% общего объема электроэнергии, поставляемой на внутренний рынок, примерно 792 тысячам потребителей или около 62% всех потребителей страны, и АО "Furnizarea Energiei Electrice Nord", которое поставляет оставшиеся около 26% общего объема электроэнергии, поставляемой на внутренний рынок, примерно 484 тысячам потребителей или около 48% всех потребителей страны;

6) 14 электроэнергетических предприятий, которые владеют лицензией на поставку электроэнергии и вправе осуществлять свою деятельность по договорным ценам. Из них только один поставщик действует на рынке электроэнергии – АО "Energocom", а остальные 13 поставщиков лишь владеют лицензиями на осуществление данного вида деятельности.

26. На рынке электроэнергии осуществляются все сделки по купле-продаже электроэнергии, системных услуг, балансировочной электроэнергии, других смежных продуктов, он состоит из оптового рынка электроэнергии и розничного рынка электроэнергии.

27. В настоящее время¹ сделки на оптовом рынке электроэнергии совершаются на основе двусторонних договоров, которые могут заключаться между производителями и поставщиками, между оптовыми поставщиками и розничными поставщиками, между центральным поставщиком электроэнергии и определенными категориями производителей, между центральным поставщиком электроэнергии и поставщиками электроэнергии, которые поставляют электроэнергию конечным потребителям, между производителями, поставщиками и оператором передающей системы, операторами распределительных систем. Оператор передающей системы, операторы распределительных систем и центральный поставщик электроэнергии являются особыми участниками рынка электроэнергии и имеют право действовать на рынке электроэнергии только в соответствии с условиями, установленными Законом № 107/2016 об электроэнергии и Правилами рынка электроэнергии.

_____________________

¹ В соответствии с Законом № 107/2016 об электроэнергии оптовый рынок электроэнергии может быть выстроен и в виде организованных рынков. Однако они должны быть введены позже в порядке, установленном Законом № 107/2016 об электроэнергии и Правилами рынка электроэнергии.

28. На розничном рынке электроэнергии сделки совершаются на основе двусторонних договоров, заключенных между поставщиками и конечными потребителями электроэнергии. Для продажи электроэнергии на розничном рынке производители обязаны получить лицензию на поставку электроэнергии. Как было отмечено выше, подавляющее большинство конечных потребителей покупают электроэнергию на условиях и по ценам, регулируемым НАРЭ.

Электроэнергия в энергетическом балансе Республики Молдова

29. В период 2011-2016 годов валовое внутреннее потребление электроэнергии в Республике Молдова (без региона левобережья Днестра) составило около 277-292 тыс. тонн нефтяного эквивалента (ктнэ), при этом среднегодовое колебание составило около 1,1%. Доля электроэнергии в общем объеме валового внутреннего потребления энергии составляет около 10,4–11,0% и несколько ниже среднего уровня стран Европейского Союза (ЕС), где эта доля составляет примерно 13%. В валовом внутреннем потреблении электроэнергии основная часть (97,5–99%) приходится на электроэнергию, закупаемую извне (импорт из Украины), и закупки у АО "Молдавская ГРЭС"), и только 1%–2,5% приходится на первичное производство электроэнергии на электростанциях, расположенных на правобережье Днестра. В указанный период поступления электроэнергии за счет импорта и закупки у АО "Молдавская ГРЭС" возросли примерно на 5,9%, а первичное производство электроэнергии сократилось за тот же период примерно на 43%. За тот же отчетный период электроэнергия, получаемая путем преобразования из других видов энергии (с электростанций правобережья Днестра), сократилась с 87 ктнэ до 78 ктнэ, при этом отмечен спад на 10,3% по сравнению с 2011 годом. Таким образом, по сравнению с 2011 годом за указанный период общий объем местного производства электроэнергии снизился примерно на 12,8%

30. В то же время за указанный период конечное потребление электроэнергии увеличилось с 291 ктнэ в 2011 году до 311 ктнэ в 2016 году, что представляет собой рост на 19 ктнэ, или на 6,5%. В этом увеличении около 13 ктнэ или свыше 68% всего увеличения конечного потребления электроэнергии было обеспечено за счет сокращения технологического потребления и потерь электроэнергии в электроэнергетической системе.

В общем объеме конечного потребления электроэнергии около 45% составляет потребление жилищного сектора (бытовые потребители), которое за последние 5 лет возросло на 5,3%. Одновременно в период 2011-2014 годов доля потребления промышленного и агропромышленного сектора в общем объеме конечного потребления электроэнергии составляла около 26%, однако, в 2015-2016 годы эта дола снизилась примерно до 21-22%. Всего в 2016 году конечное потребление электроэнергии в промышленном и агропромышленном секторе сократилось примерно на 13 ктнэ, или примерно на 16% по сравнению с 2014 годом, а основной причиной был экономический кризис, который наступил в данный период в Республике Молдова. В секторе торговли и публичных услуг в период 2011-2016 годов был отмечен рост конечного потребления электроэнергии более чем на 24%, и его доля достигла около 31% в общем объеме конечного потребления электроэнергии Республики Молдова. Подробная информация о потреблении электроэнергии в энергетическом балансе страны в 2011-2016 годы представлена в таблице 5 настоящего приложения.

Производство, импорт и потребление электроэнергии

31. На правобережье Днестра местное производство электроэнергии осуществляется преимущественно тремя электроэнергетическими предприятиями: АО "Termoelectrica", созданным в 2015 году в результате слияния ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, ТЭЦ Nord, и ГЭС Костешть, которые производят около 98% общего объема электроэнергии, а остальные около 2% электроэнергии вырабатываются электростанциями, которые используют возобновляемые источники, и другими видами электростанций (сахарные заводы и т.д.).

32. Необходимо отметить, что в период 2010-2016 годов местное производство электроэнергии сократилось примерно на 15% и по-прежнему намного ниже уровня потребления, обеспечивая лишь немногим более 18% общей потребности в электроэнергии. Для полного удовлетворения потребностей страны в электроэнергии необходимая разница закупается у АО "Молдавская ГРЭС", а также обеспечивается за счет импорта (из Украины). В указанный период доля электроэнергии, приобретенной у АО "Молдавская ГРЭС", непосредственно или через поставщика из того же региона – "Energocapital", возросла с 46% в 2013 году до более 81,6% в 2016 году. Остальная электроэнергия приобреталась за счет импорта (из Украины) и в течение последних двух лет составляла около 0,4%–0,1% в год в общем объеме закупленной энергии, будучи использованной большей частью для балансировки электроэнергетической системы.

33. В контексте вышеизложенного очевидно, что в настоящее время Республика Молдова зависит от электроэнергии, вырабатываемой АО "Молдавская ГРЭС", что придает высокую уязвимость электроэнергетическому сектору. Подробная информация об объеме электроэнергии, произведенной на правобережье Днестра и закупленной из Украины и у АО "Молдавская ГРЭС" в период 2010-2016 годов, представлена в таблице 6 настоящего приложения.

34. Необходимо отметить и то, что в течение года производство электроэнергии на правобережье Днестра неравномерно и достаточно сильно колеблется по месяцам. Так, основная часть электроэнергии вырабатывается в холодное время года, достигая месячной цифры примерно в 150 млн.кВт·ч, при этом в весенне-летнее время производство электроэнергии сокращается до уровня ниже 10-4 млн.кВт·ч/в месяц (когда электроэнергия вырабатывается ГЭС Костешть и электростанциями, использующими возобновляемые источники). С другой стороны, объем электроэнергии, закупаемой у АО "Молдавская ГРЭС" и из Украины, существенно не меняется в течение года. Подробная информация о колебаниях объемов электроэнергии, выработанной и закупленной у АО "Молдавская ГРЭС" и из Украины в течение 2016 года, отражена на рисунке 3 настоящего приложения.

Рисунок 3. Производство и закупка электроэнергии в 2016 году, млн. кВт·ч

35. По данным, представленным электроэнергетическими предприятиями, в общем объеме электроэнергии, поставленной в электроэнергетическую систему в 2010-2016 годы, от 15,5% в 2010 году до 10,5% в 2016 году было направлено на покрытие технологического потребления и потерь электроэнергии в сетях электропередачи и распределительных электросетях, а остальные 84,5–89,45% были поставлены конечным потребителям (конечное потребление электроэнергии).

36. Не следует обходить вниманием и то, что в период 2010-2016 годов технологическое потребление и потери энергии в электросетях сократились на 163 млн.кВт·ч или на 33,6%. Существенное сокращение технологического потребления и потерь электроэнергии было достигнуто в распределительных электросетях во многом благодаря инвестициям, вложенным как в распределительные электросети, так и в измерительное оборудование. Таким образом, в 2016 году объем технологического потребления и потерь электроэнергии в распределительных электросетях составил 322,3 млн.кВт по сравнению с 485,3 в 2010 году, что на 33,6% меньше, чем в 2010 году. Соответственно, сокращение технологического потребления и потерь энергии в электросетях обусловило сокращение в такой же мере объема закупки электроэнергии извне для покрытия роста конечного потребления электроэнергии. Таким образом, за соответствующий период конечное потребление электроэнергии увеличилось на 357,5 млн.кВт·ч (с 3311,6 млн.кВт·ч в 2010 году до 3669,1 млн.кВт·ч в 2016 году), или на 10,8%, при этом валовое потребление возросло всего на 180,7 млн.кВт·ч (с 3920,7 до 4101,4 млн.кВт·ч), или всего на 4,6%. В то же время сокращение технологического потребления и потерь энергии в электросетях привело и к снижению затрат на поставку электроэнергии конечным потребителям. Данные о валовом потреблении, технологическом потреблении и потерях электроэнергии, а также о конечном потреблении электроэнергии за 2010-2016 годы представлены на рисунке 4 настоящего приложения.

Рисунок 4. Валовое потребление и конечное потребление

электроэнергии за период 2010-2016 годов, млн.кВт·ч

Источник: Годовые отчеты о деятельности Национального

агентства по регулированию в энергетике

37. Данные, представленные на рисунке 4, указывают на то, что на данный период, как валовое потребление, так и конечное потребление электроэнергии постоянно росли, восходящая тенденция отмечалась в течение всего периода времени. Соответственно, в указанный период конечное потребление электроэнергии у бытовых потребителей увеличилось на 12,8%, а у небытовых потребителей – на 9,0%. Доля электроэнергии, израсходованной бытовыми потребителями, в общем объеме конечного потребления электроэнергии составляет около 44,5%, а разница в размере 55,5% представляет собой конечное потребление небытовых потребителей. По данным Национального бюро статистики за 2016 год в общем объеме потребления электроэнергии около 20,6% приходится на долю промышленных потребителей, 31,2% – потребителей коммерческого сектора и, соответственно, 1,3 и 1,9% – потребителей агропродовольственного сектора и сферы транспорта (см. рисунок 5 настоящего приложения). Стоит отметить, что структура конечного потребления электроэнергии в Республике Молдова сильно отличается от структуры потребления в странах ЕС, где средний объем потребления электроэнергии в жилищном секторе находится на уровне всего 29%, а промышленных потребителей – более 36% конечного потребления этих стран (см. рисунок 6 настоящего приложения). Более того, если в странах Европейского Союза доля потребления электроэнергии в промышленном секторе растет, а в жилищном секторе сокращается, то в Республике Молдова положение противоположное: доля потребления электроэнергии в жилищном секторе растет, а в промышленном секторе снижается.

Рисунок 5. Структура конечного потребления электроэнергии по

секторам потребления в 2010 и 2016 годах, (% от общего

объема конечного потребления ЭЭ)

Источник: Министерство экономики и инфраструктуры на основе данных НБС:

Статистический ежегодник Республики Молдова 2013 г. (Таб.15.8) и 2016 (Таб.15.5.)

Рисунок 6. Структура конечного потребления электроэнергии в странах ЕС-28

в 2010 и 2016 годы, (% от общего объема конечного потребления энергии)

Источник: Евростат (онлайн, код данных: nrg_105a, ten 00094, tsdpc310)

38. Также в указанный период был отмечен рост закупочной цены на электроэнергию, как от АО "Молдавская ГРЭС", так и от поставщиков из Украины, а также от производителей правобережья Днестра. Таким образом, хотя и наблюдалось определенное снижение по сравнению с 2015 годом, средняя закупочная цена на электроэнергию в 2016 году была на 51% выше закупочной цены в 2010 году. Рост закупочной цены на электроэнергию привел к повышению тарифов на поставку электроэнергии конечным потребителям, которые за указанный период были увеличены в среднем более чем на 46%. На рисунке 7 настоящего приложения представлена подробная информация об уровне закупочных цен и средних цен на поставку электроэнергии конечным потребителям в период 2010-2016 годов.

Рисунок 7. Закупочные цены и средние цены на поставку электроэнергии

в 2010-2016 гг., банов/кВт·ч

Источник: Годовые отчеты о деятельности Национального агентства

по регулированию в энергетике

39. В результате анализа ежемесячного объема потребления электроэнергии в 2016 году установлено, что самый большой объем валового потребления электроэнергии был отмечен в январе, ноябре и декабре, а самое низкое потребление отмечено в апреле-июне. Таким образом, колебание от максимального до минимального месячного объема потребления составило около 98,7 млн.кВт·ч или 24,6%. В течение 2016 года валовое потребление электроэнергии обеспечивалось за счет местного производства всего на 1,1% в августе и до 38,2% – в январе, а разница покрывалась за счет электроэнергии, закупленной у АО "Молдавская ГРЭС" и из Украины (в очень низкой пропорции – 0,1%). Вместе с тем указанное положение практически сохраняется из года в год, с очень малыми отклонениями. Подробная информация о валовом потреблении, конечном потреблении электроэнергии и электроэнергии, выработанной электростанциями правобережья Днестра в течение 2016 года, представлена на рисунке 8 настоящего приложения.

Рисунок 8. Потребление и производство электроэнергии в 2016 году, млн.кВт·ч

Источник: Данные оператора передающей системы ГП "Moldelectrica"

40. Также потребление электроэнергии в течение суток неравномерно. Так, с 22.00 до 6.00 часов потребление электроэнергии снижается, а с 8.00 часов потребление характеризуется восходящей тенденцией, достигая пика потребления в промежутке 17-20 часов в холодное время года и в промежутке 21-22 часов – в теплое время года. В качестве примера, на рисунке 9 настоящего приложения представлены кривые потребительской нагрузки по каждому часу и месяцу характерных рабочих дней (каждая третья среда) 2016 года, из которого можно заметить, что максимальный пик потребительской нагрузки был отмечен 14 декабря в 18.00 часов, а минимальная потребительская нагрузка была отмечена 15 июня в 5.00 часов.

Рисунок 9. Кривые потребительской нагрузки в характерные

рабочие дни по каждому часу и месяцу 2016 года, МВт

Источник: Данные оператора передающей системы, ГП "Moldelectrica"