Приложение. Методические указания по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка, функционирующих на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, от объемов их планового почасового производства (потребления)

Приложение

Методические указания
по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка, функционирующих на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, от объемов их планового почасового производства (потребления)

С изменениями и дополнениями от:

23 октября 2009 г.

I. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка, функционирующих на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, от объемов их планового почасового производства (потребления) (далее - Методические указания) разработаны во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2007 года N 951 "О внесении изменений в отдельные постановления Правительства Российской Федерации в связи с определением особенностей функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) в переходный период на территориях, не объединенных в ценовые зоны" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 2, ст. 84).

2. Методические указания определяют основные положения по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии от объемов планового почасового производства (потребления) в группах точек поставки участников оптового рынка, функционирующих на территории субъектов Российской Федерации, территории которых не объединены в ценовые зоны оптового рынка (далее - в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка) с применением повышающих (понижающих) коэффициентов, учитывающих причины (основания) возникновения отклонений.

3. Расчет объемов отклонений фактического почасового производства (потребления) электрической энергии от объемов планового почасового производства (потребления) (далее - отклонения) и квалификация инициатив осуществляется по каждой группе точек поставки производства и (или) потребления, расположенных в неценовых зонах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, каждого участника оптового рынка в порядке, определенном Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года N 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 44, ст. 4312; 2005, N 7, ст. 560, N 8, ст. 658, N 17, ст. 1554, N 43, ст. 4401, N 46, ст. 4677, N 47, ст. 4930; 2006, N 36, ст. 3835; 2007, N 1 (часть 2), ст. 282, N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84, N 3, ст. 182) (далее - Правила оптового рынка), и на основании договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

4. Понятия и термины, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1 (часть 1), ст. 37; 2006, N 52 (часть 1), ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427), Федеральном законе от 26 марта 2003 г. N 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1178; 2005, N 1 (часть 1), ст. 4; 2006, N 17 (часть 1), ст. 1783; 2007, N 7, ст. 834, N 41, ст. 4848, N 45, ст. 5427), Федеральном законе от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 16, ст. 1316; 1999, N 7, ст. 880: 2003, N 2, ст. 158, N 13, ст. 1180, N 28, ст. 2894; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1 (часть 1), ст. 37, N 49, ст. 5125, N 52 (часть 1), ст. 5597; 2006, N 1, ст. 10; 2007, N 43, ст. 5084, N 45, ст. 5427), Основах ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791; 2005, N 1 (часть 2), ст. 130, N 43, ст. 4401, N 47, ст. 4930, N 51, ст. 5526; 2006, N 23, ст. 2522, N 36, ст. 3835, N 37, ст. 3876; 2007, N 1 (часть 2), ст. 282, N 14, ст. 1687, N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84), а также в Правилах оптового рынка.

II. Определение стоимости отклонений объемов фактического производства электрической энергии от объемов планового почасового производства в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка

5. Стоимость отклонений определяется как сумма произведений величин отклонений по производству на регулируемую цену (тариф), определяемый в соответствии с пунктом 7, и на соответствующий коэффициент, определяемый в соответствии с настоящим разделом.

Величины отклонений по производству определяются в соответствии с Правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

6. Для целей минимизации объема отклонений в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка, возникающих по собственной инициативе, и стимулирования участников оптового рынка осуществлять действия, необходимые Системному оператору для управления режимами, вследствие которых возникают отклонения по внешней инициативе, при расчете стоимости отклонений применяются соответствующие повышающие (понижающие) коэффициенты к регулируемым ценам (тарифам), установленные настоящими Методическими указаниями.

7. При определении стоимости отклонений участника, осуществляющего производство электрической энергии, используется величина равная регулируемой цене (тарифу) на электрическую энергию для каждой из электростанций, с использованием которых данный поставщик участвует в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке.

Для территории Дальнего Востока (Амурской области, Приморского края, Хабаровского края, Южно-Якутского района Республики Саха (Якутия), Еврейской автономной области) приравнивается к регулируемой (цене) тарифу на электрическую энергию, установленному Федеральной службой по тарифам на уровне средневзвешенной величины по всем включенным в сводный прогнозный баланс объемам производства электрической энергии на тепловых электростанциях, с использованием которых данный поставщик участвует в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке, определяемой исходя из регулируемых цен на электрическую энергию, рассчитанных для каждой из указанных электростанций, и соответствующих объемов производства электрической энергии на этих электростанциях, включенных в сводный прогнозный баланс.

В отношении поставщика электрической энергии, производящего электрическую энергию на гидроэлектростанциях, расположенных на территории Дальнего Востока, определяется в соответствии с Правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

8. При увеличении объема производства электрической энергии в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка по внешней инициативе применяется следующий коэффициент:

К1 = 1,1. В случае если , то К1=1

где: - плановое почасовое производство в соответствующей группе точек поставки генерации;

- величина отклонения в соответствующей группе точек поставки генерации,

9. При снижении объема производства электрической энергии в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка по внешней инициативе применяется следующий коэффициент:

К2 = 0,9. В случае если , то К2=1.

10. При увеличении объема производства электрической энергии в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка по собственной инициативе применяется следующий коэффициент:

К3 = 0. В случае если , то K3=1.

11. При снижении объема производства электрической энергии в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка по собственной инициативе применяется следующий коэффициент:

К4 = 1,5. В случае если , то K4=1.

III. Определение стоимости отклонений фактического потребления электрической энергии от объемов планового почасового потребления в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка

12. Стоимость отклонений определяется как сумма произведений величин отклонений по потреблению на регулируемую цену (тариф) определяемую в соответствии с пунктом 14 и на соответствующий коэффициент, определяемый в соответствии с настоящим разделом.

Величины отклонений по потреблению определяются в соответствии с Правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

13. Для целей минимизации объема отклонений в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка, возникающих по собственной инициативе, и стимулирования указанных участников осуществлять действия, необходимые Системному оператору для управления режимами, вследствие которых возникают отклонения по внешней инициативе, при расчете стоимости отклонений к регулируемым ценам (тарифам) применяются повышающие (понижающие) коэффициенты, установленные настоящими Методическими указаниями.

14. При определении стоимости отклонений в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка используется стоимость единицы электрической энергии, используемая в целях определения стоимости электрической энергии в объемах планового почасового потребления для покупателей и в объемах потерь электрической энергии в единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС) (за исключением объемов электрической энергии, приходящихся на переток по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка) , определяемая в соответствии с Правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из стоимости электрической энергии в объемах планового почасового производства, поставкой которых обеспечивается потребление электрической энергии и компенсация потерь в ЕНЭС в соответствующий час, и соответствующих объемов планового почасового потребления и потерь в данный час. Указанная стоимость единицы электрической энергии дифференцируется в соответствии с дифференциацией индикативных цен на электрическую энергию, установленных в отношении покупателей электрической энергии на соответствующей территории.

15. При снижении объема потребления электрической энергии по внешней инициативе в группах точек поставки участников с регулируемым потреблением неценовых зон оптового рынка применяется следующий коэффициент:

К5 = 1,1. В случае если , то K5=1.

где: - плановое почасовое потребление в соответствующей группе точек поставки потребления;

- величина отклонения в соответствующей группе точек поставки потребления.

16. При снижении объема потребления электрической энергии по внешней инициативе в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка, не относящихся к участникам с регулируемым потреблением, применяется следующий коэффициент:

К6 = 1,5. В случае если , то К6=1.

17. При увеличении объема потребления электрической энергии по внешней инициативе в группах точек поставки участников с регулируемым потреблением неценовых зон оптового рынка применяется следующий коэффициент:

К7 = 0,7. В случае если , то K7=1.

18. При увеличении объема потребления электрической энергии по внешней инициативе в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка, не относящихся к участникам с регулируемым потреблением, применяется следующий коэффициент:

К8 = 0,5, В случае если , то K8=1.

Информация об изменениях:

Приказом ФСТ России от 23 октября 2009 г. N 260-э/1 в пункт 19 настоящего приложения внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

19. При снижении объема потребления электрической энергии по собственной инициативе в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка применяется следующий коэффициент:

если , то К9=1;

если , то до 1 января 2009 г. К9=1,

а с 1 января 2009 г. К9=0,35;

если , то до 1 июля 2010 г. К9=1,

а с 1 июля 2010 г. К9=0,45;

если , то К9 = 0,25.

Информация об изменениях:

Приказом ФСТ России от 23 октября 2009 г. N 260-э/1 в пункт 20 настоящего приложения внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

20. При увеличении объема потребления электрической энергии по собственной инициативе в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка применяется следующий коэффициент:

если , то К10=1;

если , то до 1 января 2009 г. К10=1,

а с 1 января 2009 г. К10=1,25;

если , то до 1 июля 2010 г. К10=1,

а с 1 июля 2010 г. К10=1,1;

если , то К10=1,5.