Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (стр. 8 )

Отчет об исполнении платежей за мощность по Соглашению публикуется на сайте НП «АТС» в день проведения платежей персонально для каждого Участника оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи по форме, установленной приложением 26 к данному Регламенту.

7.  Расчет финансовых обязательств/требований электрической энергии и мощности для участников, ГТП которых расположены на территории неценовых зон

7.1.  Предмет расчетов

Расчет финансовых обязательств/требований по покупке/продаже электрической энергии и мощности осуществляется для Участников оптового рынка и ФСК, расположенных на территории неценовых зон z (z=1 объединение территорий Республики Коми и Архангельской области, z=2 объединение территорий Дальнего Востока (Амурская область, Приморский край, Хабаровский край, Еврейская автономная область, Южно-Якутский район Республики Саха (Якутия), z=3 территория Калининградской области).

Предметом финансовых расчетов являются финансовые обязательства/требования Участников оптового рынка, расположенных на территории неценовых зон z, за электрическую энергию и мощность, купленную/проданную по заключенным ими четырехсторонним договорам купли-продажи электрической энергии и четырехсторонним договорам купли-продажи мощности.

7.2.  Порядок расчета обязательств/требований

Расчет финансовых обязательств/требований по оплате электрической энергии (мощности), купленной/проданной по четырехсторонним договорам купли-продажи электрической энергии и мощности, проводится после получения информации о скорректированном фактическом объеме потребления электроэнергии (мощности) Участниками оптового рынка, расположенными на территории соответствующей неценовой зоны z, согласно Правилам оптового рынка электроэнергии переходного периода, настоящему Регламенту, Регламенту функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.3.  Расчет предварительных авансовых обязательств/требований по совокупности четырехсторонних договоров

Авансовые платежи за электрическую энергию и мощность определяются исходя из стоимости поставки (покупки) электрической энергии и мощности, учтенных в соответствующем расчетном месяце в Плановом прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии и мощности с условием равенства стоимости покупки и поставки электрической и мощности (далее – Баланс ФСТ):

,

,

,

где ― величина покупки электрической энергии Участником оптового рынка i в соответствии с совокупностью договоров, заключенных на покупку с Участником i на территории субъекта РФ F, расположенного на территории неценовой зоны z, в соответствии с Балансом ФСТ, в том числе Участником, покупающим электрическую энергию для собственных и хозяйственных нужд стации ;

― индикативная цена на электрическую энергию на месяц m для субъекта Российской Федерации F, на территории которого расположен Участник оптового рынка i, утвержденная ФСТ России; тариф на электрическую энергию, приобретаемую организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в целях компенсации потерь электрической энергии.

― объем покупки электрической энергии в целях компенсации потерь в электрических сетях ФСК на оптовом рынке в расчетном периоде m в регионе F в неценовой зоне z, определенный в соответствии с Балансом ФСТ;

Примечание. В случае существования ГТП потребления, расположенной на территории двух и более субъектов РФ, в отношении которых приняты различные тарифно-балансовые решения, рассчитывается как средневзвешенная по величине оплачиваемого сальдо перетоков электрической энергии за период, на который установлена индикативная цена на электрическую энергию, утвержденная ФСТ России в отношении субъекта Российской Федерации F; величина рассчитывается без учета округлений, результат округляется математическим методом до 11 знаков после запятой.

― тариф на электрическую энергию на месяц m, утвержденный ФСТ России для соответствующей станции s принадлежащей участнику i.

,

,

,

где ― предварительная величина покупки мощности, определенная в соответствии с п. 15.6.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― предварительная величина поставки мощности, определенная в соответствии с п. 15.5 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― объем покупки мощности ФСК на оптовом рынке в расчетном периоде m в регионе l в неценовой зоне z, определенный в соответствии с п. 15.6.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― индикативная цена на мощность на месяц m для субъекта Российской Федерации F, на территории которого расположен Участник оптового рынка i, утвержденный ФСТ России; тариф на мощность, приобретаемую организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в целях компенсации потерь мощности.

Примечание. В случае существования ГТП потребления, расположенной на территории двух и более субъектов РФ, в отношении которых приняты различные тарифно-балансовые решения, рассчитывается как средневзвешенная по величине оплачиваемого сальдо перетоков мощности за период, на который установлена индикативная цена на мощность, утвержденная ФСТ России в отношении субъекта Российской Федерации F; величина рассчитывается без учета округлений, результат округляется математическим методом до 11 знаков после запятой.

Для тарифа в целях компенсации потерь рассчитывается как средневзвешенная по величине технологического расхода электрической энергии в электрических сетях за период mi-mend , на который установлен тариф на электрическую энергию, приобретаемую организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в целях компенсации потерь электрической энергии, утвержденный ФСТ России в отношении субъекта Российской Федерации F, величина рассчитывается без учета округлений, результат округляется математическим методом до 11 знаков после запятой.

― тариф на мощность на месяц m, утвержденный ФСТ России для соответствующей станции s принадлежащей Участнику i,.

В случае избыточности (недостаточности) совокупных предварительных авансовых обязательств покупателей для обеспечения совокупных предварительных авансовых требований поставщиков отдельно по электрической энергии и мощности, совокупные авансовые обязательства/требования уменьшаются следующим образом:

- в случае если определенные на основе Баланса ФСТ обязательства на покупку электрической энергии превышают требования по поставке электрической энергии:

, то объем авансовых платежей определяется как

,

;

- в случае если определенные на основе Баланса ФСТ требования по поставке электрической энергии превышают обязательства на покупку электрической энергии:

, то величина авансовых платежей за электрическую энергию определяется как:

,

;

- в случае если определенные на основе Баланса ФСТ обязательства на покупку мощности превышают требования по поставке мощности: , то величина авансовых платежей за мощность определяется как:

,

;

- в случае если определенные на основе Баланса ФСТ требования по поставке мощности превышают обязательства на покупку мощности:

, то величина авансовых платежей за мощность определяется как:

,

.

Авансовые платежи покупателей отдельно за электрическую энергию и отдельно за мощность, имеющиеся у Участников на территории зоны z, распределяются между всеми поставщиками на территории зоны z пропорционально предварительно рассчитанным авансовым требованиям поставщиков за электрическую энергию и за мощность в соответствии с первым абзацем настоящего пункта.

7.4.  Расчет фактических финансовых обязательств/требований по совокупности четырехсторонних договоров купли-продажи электрической энергии (мощности)

7.4.1. Расчет плановой почасовой стоимости электрической энергии, купленной в неценовых зонах

7.4.1.1. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, купленной по договорам купли-продажи электрической энергии и мощности для Участника оптового рынка i, расположенного на территории неценовой зоны z, ГТП потребления которого расположены на территории соответствующей неценовой зоны z=1, z=2 или z=3, определяется по формуле:

,

где i ― Участник оптового рынка;

m ― расчетный месяц;

p ― ГТП потребления Участника оптового рынка i, расположенного на территории соответствующей неценовой зоны z;;

― средневзвешенная цена электрической энергии за каждый час h в расчетном периоде m для Участника оптового рынка i, расположенного на территории неценовой зоны z, чьи ГТП потребления p расположены в неценовой зоне z, определенная в соответствии с п. 9.2, 9.3, 9.4 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― плановый почасовой объем электрической энергии, покупаемый Участником оптового рынка i в ГТП потребления р, отнесенной к неценовой зоне z в соответствии с п. 8.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.1.2. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, купленной в целях компенсации потерь в электрических сетях ФСК, определяется по формуле:

,

где ― средневзвешенная цена электрической энергии для покупки фактических потерь в электрических сетях ФСК и МСК, определенная в соответствии с п. 9.5 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― прогнозный объем потерь электроэнергии в сетях ФСК и МСК на территории z в субъекте Российской Федерации F, определенный в соответствии с п. 9.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.1.3. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, купленной в целях экспорта для Участника оптового рынка i, ГТП потребления (ГТП экспорта) которого расположены на территории z=2, z=3 определяется по формуле:

,

где ― плановый объем экспорта электрической энергии в ГТП экспорта, расположенных в неценовой зоне, z=2, z=3, определенный в соответствии с п. 9.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― средневзвешенная цена электрической энергии за каждый час h в расчетном периоде m для Участника оптового рынка i, чьи ГТП потребления (ГТП экспорта) расположены на территории неценовой зоны z, определенная в соответствии с п. 9.3, 9.4 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.1.4. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, приобретенная в часе h для Участника оптового рынка i, ГТП потребления поставщика которого расположены на территории z=1, z=3 определяется по формуле:

,

где ― средневзвешенная цена электрической энергии за каждый час h в расчетном периоде m для Участника оптового рынка i, расположенного на территории неценовой зоны z, чьи ГТП потребления p расположены в неценовой зоне z, определенная в соответствии с п. 9.2, 9.3, 9.4 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― плановый почасовой объем электрической энергии, покупаемый Участником оптового рынка i в ГТП потребления р, отнесенной к неценовой зоне z в соответствии с п. 8.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.1.5. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, приобретенная в часе h для Участника оптового рынка i, ГТП потребления поставщика которого расположены на территории z=2 определяется по формуле:

- для ГЭС:

,

- для ТЭС:

,

где ― объем электрической энергии, потребленный с оптового рынка в ГТП потребления поставщика, определяемый в соответствии с п. 8.1.3.4 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― предварительная величина изменения стоимости электроэнергии, обусловленной отклонениями суммарных плановых объёмов поставки электроэнергии на ГЭС от баланса ФСТ, определенная в соответствии с п. 9.4.3 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.1.6. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, купленной в часе h в целях экспорта для Участника оптового рынка i, ГТП потребления (ГТП экспорта) которого расположены на территории z=2, определяется по формуле:

,

где ― величина планового экспорта, не покрытого объемами электрической энергии, произведенной на генерирующем оборудовании, находящемся в собственности или переданном в аренду организации, осуществляющей экспортно-импортные операции в неценовой зоне z=2, определенная в соответствии с п. 9.4.7.2 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― средневзвешенная цена электрической энергии за каждый час h в расчетном периоде m для Участника оптового рынка i, чьи ГТП потребления (ГТП экспорта) расположены на территории неценовой зоны z=2, определенная в соответствии с п. 9.4.8 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.2. Расчет плановых финансовых обязательств за электрическую энергию без учета разницы предварительных обязательств и требований с учетом отклонений

7.4.2.1. Плановая стоимость покупки электрической энергии без учета разницы предварительных обязательств и требований Участника оптового рынка i, расположенного на территории неценовой зоны z, в в часе h с учетом отклонений рассчитывается по формуле:

,

где ― плановая стоимость покупки электрической энергии Участником оптового рынка i по ГТП p, расположенных на территории неценовой зоны z, в часе h, определенная в соответствии с п. 7.4.1.1 настоящего Регламента;

― величина предварительных обязательств/требований по оплате отклонений покупки электрической энергии без учета разницы предварительных обязательств и требований Участника оптового рынка i по ГТП потребления p, расположенных на территории неценовой зоны z, в часе h, определенная в соответствии с п. 12.5.2 Регламентом определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.2.2. Плановая стоимость электрической энергии, купленной в целях компенсации потерь в электрических сетях ФСК с учетом отклонений, рассчитываются по формуле:

,

где ― плановая стоимость электрической энергии, купленной в неценовых зонах в часе h в целях компенсации потерь в электрических сетях ФСК, определенная в соответствии с п. 7.1.2 настоящего Регламента;

― величина предварительных обязательств/требований по оплате части объемов, составляющих разницу между фактическим и плановым объемом покупки электрической энергии в целях компенсации потерь в электрических сетях ФСК на территории неценовых зон оптового рынка в часе h в соответствии с п. 12.5.3 Регламентам определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.2.3. Плановая стоимость покупки электрической энергии без учета разницы предварительных обязательств и требований, в ГТП экспорта p, зарегистрированной за Участником оптового рынка i, осуществляющим экспортно-импортные операции и расположенным на территории неценовой зоны z, с учетом отклонений рассчитываются по формуле:

,

где ― плановая стоимость электрической энергии, купленной в часе h в целях экспорта, определенная в соответствии с п. 7.4.1.3 и 7.4.1.4 настоящего Регламента;

― величина предварительных обязательств/требований по оплате отклонений покупки электрической энергии в целях экспорта без учета разницы предварительных обязательств и требованийУчастника оптового рынка i по ГТП экспорта p, расположенных на территории неценовой зоны z, в часе h, определенная в соответствии с п. 12.5.2 Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.2.4. Плановая стоимость покупки электрической энергии в ГТП потребления поставщика без учета разницы предварительных обязательств и требований Участника оптового рынка i, расположенного на территории неценовой зоны z, в часе h с учетом отклонений рассчитывается по формуле:

,

где ― плановая стоимость покупки электрической энергии Участником оптового рынка i по ГТП p, расположенных на территории неценовой зоны z, в часе h, определенная в соответствии с п. 7.4.1.1 настоящего Регламента;

― величина предварительных обязательств/требований по оплате отклонений покупки электрической энергии без учета разницы предварительных обязательств и требований Участника оптового рынка i по ГТП потребления p, расположенных на территории неценовой зоны z, в часе h, определенная в соответствии с п. 12.5.1 Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.3. Расчет плановой почасовой стоимости электрической энергии, проданной в неценовых зонах

7.4.3.1. Плановая почасовая стоимость электрической энергии, проданной в неценовых зонах в каждый час h для Участника оптового рынка i, ГТП генерации которого расположены на территории z=1, z=3 , определяется по формуле:

,

где ― тариф на электрическую энергию в месяце m, утвержденный ФСТ России для соответствующей станции s принадлежащей Участнику i в соответствующей неценовой зоне z.

7.4.3.2. Плановая стоимость электрической энергии, проданной в неценовых зонах в целях импорта для Участника оптового рынка i, ГТП импорта которого расположены на территории z=3 в часе h, определяется по формуле:

,

где ― тариф на электрическую энергию в целях импорта, установленный ФСТ России;

― объем импортируемой электрической энергии, проданной на оптовом рынке, определенный в соответствии с п. 8.2.1 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.3.3. Плановая стоимость электрической энергии, проданной в неценовых зонах для Участника оптового рынка i, ГТП генерации которого расположены на территории z=2 в часе h, определяется по формуле:

- для станций типа ГЭС:

,

- для станций типа ТЭС:

,

где ― объем электрической энергии, поставляемый на оптовый рынок ГТП генерации, определяемый в соответствии с п. 9.4.7.3 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― предварительная величина изменения стоимости электроэнергии, обусловленной отклонениями суммарных плановых объёмов поставки электроэнергии на ГЭС от баланса ФСТ, определенная в соответствии с п. 9.4.3 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

― тариф на электрическую энергию в месяце m, утвержденный ФСТ России для соответствующей станции s принадлежащей Участнику i в соответствующей неценовой зоне z.

7.4.4. Плановый расчет финансовых требований за электрическую энергию без учета разницы предварительных обязательств и требований с учетом отклонений

Плановая стоимость продажи электрической энергии без учета разницы предварительных обязательств и требований Участника оптового рынка i в часе h в неценовых зонах с учетом отклонений рассчитывается по формуле:

,

где ― плановая стоимость поставки электрической энергии в неценовых зонах Участника оптового рынка i по станции / ГТП импорта s, расположенного на территории соответствующей неценовой зоны z, в месяце m, определенная в соответствии с п. 4.3.1 настоящего Регламента;

― величина предварительных обязательств/требований по оплате отклонений поставки электрической энергии без учета разницы предварительных обязательств и требований по ГТП генерации/ГТП импорта p, Участника оптового рынка i, расположенного на территории соответствующей неценовой зоны z, в месяце m, в часе h определенная в соответствии с п. 12.5.1 Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7.4.5. Расчет фактических финансовых обязательств/требований за электрическую энергию в неценовой зоне в месяце m

Расчет фактических финансовых обязательств/требований за электрическую энергию в месяце m производится в следующем порядке.

7.4.5.1. Расчет величины фактических обязательств и требований по оплате электрической энергии Участников оптового рынка в часе h

Если величина разница суммарных предварительных обязательств и суммарных предварительных требований по оплате отклонений , то величина фактических финансовых обязательств для всех Участников неценовой зоны z и тех фактических финансовых требований, величина которых превышает один рубль, с учетом распределенной величины разницы предварительных обязательств и требований по оплате стоимости отклонений, причитающаяся каждому Участнику оптового рынка в часе h вычисляется следующим образом:

,

если =0 и >0

,

если =0 и >0

,

если =0 и =0,

где – распределенная величина разницы предварительных обязательств и требований по оплате стоимости отклонений, причитающаяся каждому Участнику оптового рынка в часе h, определенная в Регламенте определения объемов, инициатив и стоимости отклоненинй (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

– величина продажи электрической энергии, определенная в соответствии с п. 14 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

– величина покупки электрической энергии, определенная в соответствии с п. 14 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

Если величина разницы суммарных предварительных обязательств и суммарных предварительных требований по оплате отклонений , то величина фактических финансовых требований для всех Участников неценовой зоны z и тех фактических финансовых обязательств, величина которых превышает один рубль, с учетом распределенной величины разницы предварительных обязательств и требований по оплате стоимости отклонений, причитающаяся каждому Участнику оптового рынка в часе h вычисляется следующим образом:

Начисленная величина разницы суммарных предварительных обязательств и суммарных предварительных требований по оплате отклонений определяется как:

,

если =0 и >0

,

если >0 и=0

,

если =0 и =0 .