Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (стр. 11 )

Для получения бухгалтерских документов от за расчетный период по электронной почте, участнику необходимо отправить сообщение, подписанное ЭЦП по электронной почте в НП «АТС».

В тексте сообщения должны быть указаны наименования компании и список электронных адресов, на которые будут направляться бухгалтерские документы.

10.  Порядок определения средневзвешенной нерегулируемой цены электроэнергии на оптовом рынке, а также объёмов, приобретаемых гарантирующими поставщиками по регулируемым договорам

В целях определения предельного уровня цен на электрическую энергию (мощность), реализуемую на розничном рынке по нерегулируемым ценам, НП «АТС» в соответствии с правилами розничных рынков рассчитывает средневзвешенную за расчётный период свободную (нерегулируемую) цену электрической энергии (мощности) для следующих участников оптового рынка:

Гарантирующие поставщики Энергоснабжающие и энергосбытовые организации, к числу покупателей которых относятся граждане-потребители и(или) приравненные к ним в соответствии с нормативно правовыми актами в области государственного регулирования тарифов (категории) потребителей (покупателей).

Результаты расчёта средневзвешенной нерегулируемой цены для участника оптового рынка, а также объёмы электрической энергии (мощности), приобретённые участником оптового рынка по регулируемым ценам (тарифам) и свободным (нерегулируемым) ценам, публикуются на официальном сайте НП «АТС».

НП «АТС» публикует средневзвешенные нерегулируемые цены в течение 4 календарных дней по окончании расчётного периода.

Средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии на оптовом рынке определяется в соответствии с разделом 7 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики.

10.1.  Порядок определения средневзвешенной нерегулируемой цены электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом.

Средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом, осуществляющих расчёты на розничном рынке по двухставочному тарифу:

Средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом, осуществляющих расчёты на розничном рынке по одноставочному тарифу

Величина определяется на каждый расчетный период t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников: ,

где .

– множество РД, заключенных Участником оптового рынка «i» в отношении ГТП потребления р , в которых Участник оптового рынка «i» выступает в качестве покупателя (без учета модельных объемов). Для Участников оптового рынка, нереформированных АО-энерго, включает также модельные объемы, при этом для данных модельных объемов величина принимается равной тарифной ставке на установленную мощность, утвержденной приказом ФСТ России для соответствующей станции на соответствующий расчетный период;

- договорная величина мощности по РД «D» в месяце t;

- цена на мощность по РД «D» на месяц t;

– базовый прогнозный объем электрической энергии, приходящийся на регулируемый договор купли-продажи электрической энергии и мощности D на час h расчетного периода, определенная в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности и договоров комиссии на продажу электроэнергии и мощности (Приложение .2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

– нормативный коэффициент нагрузочных потерь, оплачиваемых по регулируемому договору D.

Величина определяется на каждый час h расчетного периода t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников:

,

[МВт•ч] – доля расчетных нагрузочных потерь электроэнергии в электрических сетях ФСК в ценовой зоне z, оплаченных участниками оптового рынка в полном плановом объеме потребления в ГТП потребления (экспорта), определенная в соответствии с п. 4.2.14 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

[МВт•ч] – доля расчетных нагрузочных потерь электроэнергии в электрических сетях региональной сетевой компании в суммарном плановом почасовом потреблении участников оптового рынка, отнесенных к сетям региональной сетевой компании r, определенная в соответствии с п. 4.2.7 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

– доля планового потребления участника оптового рынка i в ГТП потребления p, относящегося к сетям региональной сетевой компании r, определенная в соответствии с п. 4.2.6 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

- средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом.

определяется в соответствии с формулой:

.

Здесь и далее по тексту регламента, в случае если ГТП участника оптового рынка представлены как в первой, так и во второй ценовой зоне, час hz2=h в Сибири (по Кемеровскому времени) соответствует часу hz1=hz2-4 в Европе по московскому времени.

В случае перевода расчетов во второй ценовой зоне на московское время, а также в случае если ГТП Участника оптового рынка представлены как в первой, так и во второй ценовой зоне, здесь и далее по тексту регламента, определено следующее:

– для первых суток расчетного периода, рассчитываемого по единому московскому времени, с учетом увеличения продолжительности расчетного периода во второй ценовой зоне на 4 часа (первые сутки расчетного периода во второй ценовой зоне + 4 часа), час hz2=h в Сибири (по кемеровскому времени) соответствует часу hz1=hz2-4 в Европе по московскому времени;

– для последующих суток расчетных периодов час hz2=h в Сибири соответствует часу hz1=hz2 в Европе по московскому времени.

p – совокупность ГТП Участника - часть территории области, для которой электрическая энергия поставляется с территории объединенной энергетической системы Урала и часть территории области за исключением территории, входящей в первую ценовую зону.

- плановое почасовое потребление в ГТП «p» гарантирующего поставщика «i» в час «h». Определяется в соответствии с пунктом 2.1 Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

[МВт. ч] – полный плановый объем потребления в ГТП потребления «k» для Участника оптового рынка «l» в отношении которого не было принято балансовое решение в час операционных суток «h». Определяется в соответствии c Регламентом расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

[МВт. ч] - плановый объем потребления в ГТП потребления k Участника оптового рынка l в отношении которого не было принято балансовое решение, по договору заключенному с энергоснабжающей организацией (гарантирующим поставщиком) на текущий календарный год на розничном рынке в час h. Определяется в соответствии с Регламент допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка),

определяется в соответствии с формулой:

,

;

;

определяется в соответствии с формулой:

,

где:

определяется следующим образом:

– множество регулируемых договоров, заключённых участником оптового рынка i в ГТП потребления p на момент начала периода регулирования (либо на момент получения участником права в торговли электрической энергии (мощности) на оптовом рынке, если соответствующее право было получено не с начала периода регулирования);

– множество регулируемых договоров, заключённых участником оптового рынка i в ГТП потребления p после начала периода регулирования (либо после получения участником права торговли электрической энергии (мощности) на оптовом рынке, если соответствующее право было получено не с начала периода регулирования);

- объём поставки электрической энергии по регулируемому договору по РД D в час операционных суток h расчётного периода, определённый в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности и договоров комиссии на продажу электроэнергии и мощности (Приложение .2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

– множество договоров, заключенных участником оптового рынка i в ГТП потребления p, в которых учитываются модельные объемы, определенные в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности и договоров комиссии на продажу электроэнергии и мощности (Приложение .2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

– максимальная доля базового прогнозного объема, поставляемая на оптовом рынке по регулируемым ценам, в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода;

– нормативный коэффициент нагрузочных потерь, оплачиваемых по регулируемому договору D.

определяется в соответствии с формулой:

- средневзвешенная по ГТП «p» гарантирующего поставщика «i» цена, определяемая по результатам конкурентного отбора заявок на сутки вперёд для часа «h» расчётного периода в соответствии с Регламентом расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Величина определяется на каждый час h расчетного периода t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников: ,

[МВт. ч] – плановый объем потребления в узле расчетной модели, в узле расчетной модели «n» отнесенный к ГТП потребления «p» для Участника оптового рынка «i» в час операционных суток «h».

– средневзвешенная по ГТП p гарантирующего поставщика и часам расчетного периода t цена для балансирования системы вверх, определяемая в соответствии с формулой:

,

где – средневзвешенная по ГТП p гарантирующего поставщика цена для балансирования системы вверх для часа h расчетного периода.

Величина определяется на каждый час h расчетного периода t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников:

,

где ;

– узловая цена электроэнергии в узле расчетной модели n в час операционных суток h для балансирования системы вверх. В случае если цена не определена, то цена в соответствующих узлах не рассчитывается;

– индикатор стоимости диспетчерских объемов, определенный в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) для каждого узла расчетной модели;

– средневзвешенная по ГТП p гарантирующего поставщика цена для балансирования системы вниз для часа h расчетного периода.

Величина определяется на каждый час h расчетного периода t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников:

,

где [руб./МВт•ч] – узловая цена электроэнергии в узле расчетной модели n в час операционных суток h.

;

– узловая цена электроэнергии в узле расчетной модели n в час операционных суток h для балансирования системы вниз. В случае если цена не определена, то цена в соответствующих узлах не рассчитывается.

В случае если Администратор торговой системы принимает решение об объявлении процедуры конкурентного отбора несостоявшейся для определенного часа операционных суток, то

,

где – коэффициент отнесения объемов потребления в группе точек поставки p к узлу расчетной модели n. Определяется в соответствии с Регламентом расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

определяется в соответствии с формулой:

,

где:

- величина стоимостного небаланса РСВ, приходящаяся на гарантирующего поставщика в группе точек поставки потребления «p» на втором этапе распределения за расчетный период «t». Причём, если величина стоимостного небаланса РСВ ведёт к уменьшению обязательств гарантирующего поставщика, , если к увеличению, то .

определяется следующим образом:

§  В случае если небаланс балансирующего рынка в период t-1 отрицательный, то определяется в соответствии с формулой:

,

где – часть отрицательного небаланса балансирующего рынка, приходящаяся на гарантирующего поставщика i в группе точек поставки потребления p за предыдущий расчетный период t-1, полученная в результате второго этапа распределения части отрицательной разницы суммарных предварительных обязательств и суммарных предварительных требований по оплате отклонений в соответствии с п. 9.1.2 Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Kp-коэффициент изменения доли части разницы суммарных предварительных обязательств и предварительных требований, который равен:

Kp = 0.8

для ГТП потребления, имеющих АИИС, удовлетворяющую требованиям оптового рынка;

для ГТП потребления Участников оптового рынка, указанных в п. 126 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода и имеющих АИИС, удовлетворяющую требованиям оптового рынка, при этом в отношении которых объем поставленной (потребленной) электроэнергии в точках поставки не определяется на основании показаний интервальных приборов учета с хранением часовых показателей нагрузки, удовлетворяющих требованиям, определенным в воряющих требованиям, п. ета по КУ от 11.09.077п. 2.5 Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка,

Kp = 1 – для ГТП Участников оптового рынка, указанных в п. 126 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, соответствующих техническим требованиям, определенным в п. 2.5 Приложения 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в период с 01.12.2006 г. по 01.09.2010 г.,

Kp = 1.5

для ГТП Участников оптового рынка, указанных в п. 126 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, в отношении которых объем поставленной (потребленной) электроэнергии в точках поставки не определяется на основании показаний интервальных приборов учета с хранением часовых показателей нагрузки, удовлетворяющих требованиям, определенным в воряющих требованиям, п. ета по КУ от 11.09.077п. 2.5 Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (допускается применение средств измерений, обеспечивающих учет электрической энергии суммарно за календарный месяц в отношении точек поставки, определенных в соответствии с п. 130 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода), с 01.09.2007 г. до подтверждения факта применения показаний интервальных приборов учета с хранением часовых показателей нагрузки в точках поставки;

для ГТП Участников оптового рынка, указанных в п. 126 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, и не оснащенных автоматизированной системой коммерческого учета, удовлетворяющей требованиям в части сбора, обработки и передачи в АТС данных коммерческого учета, определенным в п. 2.5 Приложения 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, с 01.09.2008 г. до подтверждения соответствия техническим требованиям п. 2.5 Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка;

для ГТП Участников оптового рынка, указанных в п. 126 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, и оснащенных автоматизированной системой коммерческого учета, не удовлетворяющей требованиям в части требований к измерительным трансформаторам тока и напряжения, определенным в п. 2.5 Приложения 11.1 к Положению о получении статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, с 01.09.2010 г. до подтверждения соответствия техническим требованиям п. 2.5 Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка.

— коэффициент, равный 0,8 (в случае если Kp = 0,8), и равный 1 в остальных случаях.

§  В случае если небаланс балансирующего рынка в период t-1 положительный, то определяется в соответствии с формулой:

,

где – положительный небаланс балансирующего рынка, приходящийся на гарантирующего поставщика i в группе точек поставки потребления p за предыдущий расчетный период t-1;

- сумма модулей отклонений по собственной инициативе в ГТП «p» гарантирующего поставщика «i» за предыдущий расчётный период «t-1».

– величина нормативных отклонений.

Величина для Участника оптового рынка i определяется на каждый расчетный период t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть ко второй:

,

для остальных участников: ,

где ,

где p – совокупность ГТП участника – часть территории области, для которой электрическая энергия поставляется с территории объединенной энергетической системы Урала, и часть территории области за исключением территории, входящей в первую ценовую зону;

– величина нормативных отклонений в ГТП p Участника оптового рынка i;

― доля населения в совокупном объеме потребления в ГТП p Участника оптового рынка i, рассчитываемая на каждый расчетный период t.

Величина определяется на каждый час h расчетного периода t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников: ,

где ,

где ― базовый прогнозный объем электрической энергии, соответствующий потреблению населения по регулируемому договору купли-продажи электрической энергии и мощности D на час h расчетного периода, определенный в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности и договоров комиссии на продажу электроэнергии и мощности (Приложение .2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― множество РД, заключенных Участником оптового рынка i в отношении ГТП p, в которых Участник оптового рынка i выступает в качестве покупателя (без учета модельных объемов). Для Участников оптового рынка, нереформированных АО-энерго, включает также модельные объемы, определенные в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности и договоров комиссии на продажу электроэнергии и мощности (Приложение .2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― коэффициент, характеризующий величину сезонных колебаний потребления электрической энергии в ГТП p Участника оптового рынка i. рассчитывается на период регулирования по статистическим данным за период регулирования, предшествующий текущему, в соответствии с формулой:

,

где ― число дней в расчетном периоде t;

― множество расчетных периодов периода регулирования, предшествующего текущему;

– множество расчетных периодов периода регулирования, предшествующего текущему, для которых выполнено условие . Если для каждого месяца периода регулирования выполняется условие , то Т*=Т.

При определении коэффициента на период с октября по декабрь 2007 года в качестве и Т* используется множество расчетных периодов с сентября 2006 года по август 2007 года.

В случае если для ГТП p Участника оптового рынка i отсутствуют необходимые данные для расчета в соответствии с вышеуказанной формулой, определяется в соответствии с формулой:

,

где ― коэффициент, характеризующий величину сезонных колебаний потребления электрической энергии, рассчитанный для ГТП q, в отношении которой имеются необходимые для расчета данного коэффициента статистические данные за период ;

― величина фактического потребления в ГТП q за период T*;

― множество ГТП, находящихся в том же субъекте РФ, что и ГТП p Участника оптового рынка i, для которых имеются необходимые для расчета коэффициента сезонности данные за период .

Наряду с публикацией средневзвешенной нерегулируемой цены электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учетом НП «АТС» публикует значение величины нормативных отклонений Участника оптового рынка i – .

10.2.  Порядок определения средневзвешенных нерегулируемых цен электроэнергии (мощности) на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом при наличии зонных счетчиков при условии предоставления решения РЭК о распределении часов по зонам суток.

В случае перевода расчетов во второй ценовой зоне на московское время определено следующее:

– для первых суток расчетного периода, рассчитываемого по единому московскому времени, с учетом увеличения продолжительности расчетного периода во второй ценовой зоне на 4 часа (первые сутки расчетного периода во второй ценовой зоне +4 часа), 4 последних часа суток второй ценовой зоны принимаются как часы ночной зоны суток;

– для последующих суток расчетных периодов интервалы зон суток, указанные в решении РЭК по местному времени, приводятся в соответствие с московским временем.

Средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом при наличии зонных счетчиков, осуществляющих расчёты на розничном рынке по двухставочному тарифу:

Средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии на оптовом рынке для покупателей с интегральным учётом, осуществляющих расчёты на розничном рынке по одноставочному тарифу:

Величина определяется на каждый час h расчетного периода t следующим образом.

Для участников, имеющих несколько ГТП потребления p в одном субъекте РФ, часть из которых относится к первой ценовой зоне, а часть – ко второй:

,

для остальных участников:

,

[МВт•ч] – доля расчетных нагрузочных потерь электроэнергии в электрических сетях ФСК в ценовой зоне z, оплаченных участниками оптового рынка в полном плановом объеме потребления в ГТП потребления (экспорта), определенная в соответствии с п. 4.2.14 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

[МВт•ч] – доля расчетных нагрузочных потерь электроэнергии в электрических сетях региональной сетевой компании в суммарном плановом почасовом потреблении участников оптового рынка, отнесенных к сетям региональной сетевой компании r, определенная в соответствии с п. 4.2.7 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

– доля планового потребления участника оптового рынка i в ГТП потребления p, относящегося к сетям региональной сетевой компании r, определенная в соответствии с п. 4.2.6 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).