Приложение к проекту приказа - Федеральная служба по тарифам
advertisement
приложение к приказу Федеральной службы по тарифам от « » 2010 г. № ПРАВИЛА ПРИМЕНЕНИЯ ЦЕН (ТАРИФОВ), ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ), РЕАЛИЗУЕМОЙ НА РОЗНИЧНЫХ РЫНКАХ ПО РЕГУЛИРУЕМЫМ ЦЕНАМ (ТАРИФАМ), ОПЛАТЫ ОТКЛОНЕНИЙ ФАКТИЧЕСКИХ ОБЪЁМОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) ОТ ДОГОВОРНЫХ, А ТАКЖЕ ВОЗМЕЩЕНИЯ РАСХОДОВ В СВЯЗИ С ИЗМЕНЕНИЕМ ДОГОВОРНОГО ОБЪЁМА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) НА ТЕРРИТОРИЯХ, НЕ ОБЪЕДИНЕННЫХ В ЦЕНОВЫЕ ЗОНЫ I. Общие положения 1. Настоящие Правила применения цен (тарифов), определения стоимости электрической энергии (мощности), реализуемой на розничных рынках по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объемов потребления электрической энергии (мощности) (объемов принятой электроэнергии (мощности)) (далее – фактических объемов потребления электрической энергии (мощности)) от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объема потребления электрической энергии (мощности) на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка (далее - Правила) разработаны во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года № 344 «О расчете стоимости электрической энергии (мощности) для потребителей в переходный период на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка». Понятия и термины, используемые в настоящих Правилах, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства 3 Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177, 2004, № 35, ст. 3607, 2005, № 1 (часть 1), ст. 37, 2006, № 52 (часть 1) ст. 5498), постановлении Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 года № 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 9, ст.791; 2005, № 1 (часть 2), ст.130; № 43, ст.4401; №47, ст.4930; № 51, ст.5526, 2006, № 23, ст.2522; № 36, ст. 3835; № 37, ст. 3876, 2007, № 1 (часть 2), ст. 282, № 14, ст. 1687, № 16, ст. 1909) (далее – Основы ценообразования), постановлении Правительства Российской федерации от 24 октября 2003 года № 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (далее - Правила оптового рынка) (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 44, ст. 4312, 2005, № 7, ст. 560,№ 8, ст. 658, № 17, ст. 1554, № 43, ст. 4401, № 46, ст. 4677, № 47, ст. 4930, 2006, № 36, ст. 3835, 2007, № 1 (часть 2), ст. 282, № 16, ст. 1909), постановлении Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 года № 530 "Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 11.09.2006, № 37, ст. 3876) (далее – Правила розничных рынков). 2. Настоящие правила применяются при осуществлении расчетов за поставляемую на розничном рынке электрическую энергию и (или) мощность между потребителями (производителями) электрической энергии (мощности) и гарантирующими поставщиками (далее – ГП), энергоснабжающими организациями (далее – ЭСО), энергосбытовыми компаниями (далее – ЭСК) по договорам энергоснабжения (купли-продажи), действующим на дату вступления в силу настоящих Правил, а также договорам, заключенным после принятия настоящих Правил. 3. Настоящими Правилами предусматривается: 3.1. Определение стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам); 4 3.2 Определение стоимости электрической энергии (мощности) при отклонении фактических объемов потребления от договорных, а также при изменении договорного объема потребления электрической энергии (мощности); 3.3.Определение стоимости электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП у производителей электрической энергии (мощности) на розничном рынке, исходя из объёма электрической энергии, приобретаемого по регулируемым ценам (тарифам). 3.4.Определение стоимости электрической энергии (мощности), приобретаемой сетевой организацией у ГП (ЭСО, ЭСК) на розничном рынке в целях компенсации потерь электрической энергии в принадлежащих ей электрических сетях. 3.5. Порядок предоставления данных коммерческим оператором ГП (ЭСО, ЭСК) для определения предельных уровней цен на розничных рынках электрической энергии в неценовых зонах оптового рынка. II. Принципы определения стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям на розничном рынке 4. Стоимость электрической энергии (мощности), поставляемой ГП (ЭСО, ЭСК) потребителям на розничном рынке, в том числе ЭСО и ЭСК, за исключением населения и (или) приравненных к нему групп потребителей, определяется исходя из тарифа, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для данной категории потребителей для покупки электроэнергии по договору купли-продажи (энергоснабжения), и объема всего фактического потребления электрической энергии, с учётом изменения стоимости единицы электрической энергии (мощности), покупаемой ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, от индикативной цены на электрическую энергию или мощность, утвержденной Федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, а также с учётом 5 возникновения отклонения фактически поставленного объёма электрической энергии (мощности) от договорного. 5. Стоимость электрической энергии, поставляемой по регулируемым ценам населению и (или) приравненным к нему групп потребителей, определяется как произведение тарифа для данной категории потребителей, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, и объема фактического потребления населения и (или) приравненных к ним потребителей. 6. Стоимость фактически потребленной электрической энергии (мощности) определяется ГП (ЭСО, ЭСК) для потребителей розничного рынка (за исключением населения и приравненных к ним потребителей), функционирующих на территориях, не объединенных в неценовые зоны оптового рынка, как сумма стоимости фактического объема потребления электрической энергии (мощности), определенной в соответствии с настоящими Правилами; стоимости отклонений фактического объема потребления от договорного, определенной в соответствии с настоящими Правилами. Для целей настоящих Правил для потребителей электрической энергии с присоединенной мощностью энергопринимающего оборудования более 750 кВА под договорным объемом потребления электрической энергии понимается плановый почасовой объем потребления электрической энергии, заявляемый розничными потребителями гарантирующему поставщику (ЭСО, ЭСК). В случае если потребитель электрической энергии (мощности) с присоединенной мощностью более 750 кВА не уведомил ГП (ЭСО, ЭСК) не позднее двух суток до начала фактической поставки о плановых почасовых объемах потребления, то договорный объем потребления электрической энергии для указанного потребителя в соответствующий час полагается равным: - до 30 июня 2011 года включительно - частному от деления месячного договорного объема потребления электрической энергии и количества часов в месяце поставки; 6 - с 1 июля 2011 года до 31 декабря 2011 года включительно – в случае если договорный объем потребителем разделен в отношении каждого объекта потребления отдельно - частному от деления месячного договорного объема потребления, определенного в отношении соответствующего объекта потребления электрической энергии, и количества часов в месяце поставки, в случае если указанное условие не выполнено – нулю; - с 1 января 2012 года – нулю. Объемы электрической энергии, включаемые в уведомление об объемах планового почасового потребления, заявляются потребителями суммарно в отношении энергопринимающих устройств, присоединенная мощность каждого из которых составляет более 750 кВА, представленных точками поставки, включенными в группу точек поставки ГП (ЭСО, ЭСК) p на оптовом рынке. В случае если различные энергопринимающие объекты потребителя с присоединенной мощностью более 750 кВА включены в различные группы точек поставки ГП (ЭСО, ЭСК), зарегистрированные на оптовом рынке, то в отношении таких точек поставки потребителем подаются отдельные уведомления об объёмах планового почасового потребления – суммирование их объемов потребления в одном уведомлении не допускается. 7. Стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у производителей электрической энергии и мощности на розничном рынке на территориях неценовых зон оптового рынка, определяется в соответствии с разделом V настоящих Правил. В отношении ЭСО и ЭСК, осуществляющих покупку электрической энергии (мощности) на розничных рынках у ГП (ЭСО, ЭСК), применяются условия, предусмотренные настоящими Правилами для потребителей. 8. Стоимость отклонений фактического объема потребления электрической энергии (мощности) от договорного для потребителей розничного рынка определяется исходя из стоимости единицы электрической энергии (мощности), определенной на оптовом рынке для ГП (ЭСО, ЭСК) в объемах его планового почасового потребления, с учетом утвержденных 7 повышающих (понижающих) коэффициентов, установленных пунктами 13 15, 24, 25 настоящих Правил. 9. Стоимость электрической энергии (мощности), покупаемой сетевыми организациями в целях компенсации потерь, определяется ГП (ЭСО, ЭСК) в соответствии с пунктами 11 и 12 настоящих Правил в случае установления двухставочного тарифа для организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии и в соответствии с пунктом 21 настоящих Правил в случае установления одноставочного тарифа. При этом отклонения фактического объема потерь электрической энергии (мощности) от договорного не оплачиваются. III. Определение стоимости электрической энергии и мощности, поставляемой потребителям на розничном рынке, рассчитывающимся по двухставочным тарифам, на территориях неценовых зон оптового рынка, с учетом оплаты отклонений фактических объёмов потребления электрической энергии (мощности) от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объёма потребления электрической энергии (мощности) 10. Стоимость электрической энергии, поставляемой ГП (ЭСО, ЭСК) на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим расчеты по двухставочному тарифу определяется как сумма предварительно рассчитанных обязательств по оплате фактического объема потребления электрической энергии в части электрической энергии, определяемых в соответствии с пунктом 11 настоящих Правил, стоимости отклонений фактического объема потребления электрической энергии от договорного, рассчитываемой в соответствии с пунктами 14-19 настоящих Правил, и стоимости мощности, которая определяется как сумма: 8 стоимости договорного объема мощности, приобретаемого потребителем у ГП (ЭСО, ЭСК) за расчётный период, определяемой в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил, стоимости отклонений в объемах превышения фактического количества потребленной мощности над договорным, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объема потребления мощности, определяемой в соответствии с пунктом 13 настоящих Правил. Если величина фактической мощности сложилась ниже величины, указанной в договоре в части покупки, оплата производится за величину договорной мощности. 11. Предварительно фактического объема рассчитанные потребления обязательства электрической по энергии оплате в части электрической энергии, поставляемой на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим расчеты по двухставочному тарифу, установленному для покупки электроэнергии по договору купли-продажи (энергоснабжения), определяется как произведение объема фактического потребления электрической энергии и суммы тарифа, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в части электрической энергии для данной категории потребителей, и произведения удельной стоимости электрической энергии оптового рынка (руб.) (1) и коэффициентов альфа и бета: ээ ээ ээ ээ ээ ээ Sфакт _ предв Vфакт Tпотр J опт ДТ ДТ ээ где Vфакт - фактический объем потребления электрической энергии данным потребителем (МВтч.); Tпоээтр - ставка на электрическую энергию двухставочного тарифа, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для данной категории потребителей, поставляемую по договору купли-продажи, включающая следующие составляющие: - ставка средневзвешенной стоимости единицы электроэнергии; 9 - инфраструктурные платежи; - ставка за обеспечение поставки одного кВтч электроэнергии потребителям. Тариф на электрическую энергию, поставляемую по договору энергоснабжения, содержит в том числе ставку за содержание электрических сетей. (руб./МВтч.) ээ J опт - удельная стоимость электрической энергии оптового рынка, являющаяся составной частью ставки за электроэнергию в составе двухставочного тарифа, установленного для соответствующей категории потребителей органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов для покупки электроэнергии по договору купли-продажи (энергоснабжения), равна индикативной цене на покупку электрической энергии на оптовом рынке для соответствующего субъекта Российской Федерации. Для субъектов Российской Федерации, выделение средств Федерального для которых предусмотрено бюджета на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации (далее – федеральная субсидия) удельная стоимость электрической энергии оптового рынка равна величине, учтенной в предельном максимальном уровне тарифов на электрическую энергию (мощность) и утвержденной органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (руб./МВтч.). ээ ДТ - коэффициент, рассчитываемый ГП (ЭСО, ЭСК) и отражающий изменение стоимости электрической энергии в объеме планового почасового потребления электрической энергии ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке без ээ учета федеральной субсидии ( wm, p ), от стоимости электрической энергии, предусмотренной для ГП (ЭСО, ЭСК) исходя из утвержденных индикативных цен: ээ ДТ _ ээ S p,опт wp,ээm m _ T _ ээ S p,опт wp,ээm m 10 1 (2) ээ m, p w Wp VmБ, p_ ээ VmБ, p_ ээ S m,оптp _ TБ _ ээ Sm,оптp _ TБ _ ээ Sm,оптp _ TБ _ м ощ (руб.) (3) m Wp - Федеральная субсидия, учтенная при формировании предельных уровней тарифов, выделяемая из Федерального бюджета соответствующему субъекту Российской Федерации на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике для текущего периода регулирования в части, причитающейся получателю средств - ГП (ЭСО, ЭСК) в отношении группы точек поставки p на оптовом рынке в соответствии с решением уполномоченного органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов; V mБ, p_ ээ - объем потребления электрической энергии ГП (ЭСК, ЭСО) в субъекте Российской Федерации в месяце m, указанный в сводном прогнозном балансе производства (потребления) электрической энергии для соответствующего периода регулирования (МВтч.) в группе точек поставки потребления ГП (ЭСО, ЭСК) p, зарегистрированной на оптовом рынке; _T _ ээ - величина расходов ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m на покупку Sp,опт m электрической энергии в объемах планового почасового потребления по индикативной цене на покупку электрической энергии, утвержденной Федеральным органом власти в области государственного регулирования тарифов и определяемая коммерческим оператором в отношении ГТП потребления ГП (ЭСО, ЭСК) p, в соответствующий месяц m в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб.); _ TБ _ ээ - величина расходов ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m на покупку S m,опт p электрической энергии в соответствии с принятыми тарифно-балансовыми решениями, определяемая коммерческим оператором в отношении ГТП потребления ГП (ЭСО, ЭСК) p, в соответствующий месяц m в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб.); _ ээ - стоимость покупки электрической энергии ГП (ЭСК, ЭСО) на S m,опт p оптовом рынке, включенной в объемы планового почасового потребления в 11 месяце m, определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб.); _ TБ _ мощ - величина расходов ГП (ЭСО, ЭСК) в ГТП потребления p в месяце S p,опт m m на покупку мощности в соответствии с принятыми тарифно-балансовыми решениями, в объеме сальдо-перетока мощности, и определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб.); ээ ДТ - коэффициент, рассчитываемый коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, учтенных в прогнозном балансе в отношении соответствующего месяца поставки. 12. Составляющая стоимости мощности ( Smмощ поставляемой на ,дог ), розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим расчеты по двухставочному тарифу, определяется исходя из произведения договорного объема потребления мощности и суммы тарифа, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в части мощности для данной категории потребителей для покупки мощности по договору купли-продажи (энергоснабжения), и произведения удельной стоимости мощности оптового рынка, являющейся составной частью регулируемого тарифа и коэффициентов альфа и бета: дог мощ мощ мощ мощ S mмощ ,дог N m Tпотр J опт ДТ ДТ (руб.) (4) где N дог m - договорная величина мощности на расчётный период (МВт. в мес.), определенная для потребителя розничного рынка в договоре энергоснабжения (купли-продажи); мощ Tпотр - ставка на мощность двухставочного тарифа, установленного органом исполнительной государственного власти субъекта регулирования Российской тарифов 12 Федерации для данной в области категории потребителей, поставляемую по договору купли-продажи, включающая следующие составляющие: - ставка средневзвешенной стоимости единицы расчетной мощности; - инфраструктурные платежи; либо тариф на электрическую энергию, поставляемую по договору энергоснабжения, содержит в том числе ставку за содержание электрических сетей. (руб./МВт.мес.); мощ J опт - удельная стоимость мощности, являющаяся составной частью двухставочного тарифа, установленного для соответствующей категории потребителей органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов, равна индикативной цене на мощность, установленной Федеральным органом власти в области государственного регулирования тарифов для соответствующего субъекта Российской Федерации. Для субъектов Российской Федерации, выделение средств Федерального для которых предусмотрено бюджета на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации (далее – федеральная субсидия) удельная стоимость мощности оптового рынка равна величине, учтенной в предельном максимальном уровне тарифов на электрическую энергию (мощность) и утвержденной органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. мощ - коэффициент, рассчитываемый ГП (ЭСО, ЭСК) и отражающий ДТ изменение стоимости сальдо-перетока мощности, указанного в прогнозном балансе для ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке без учета федеральной мощ субсидии ( wm , p ), от стоимости мощности, предусмотренной для ГП (ЭСО, ЭСК) в прогнозном балансе: мощ ДТ _ мощ S p,опт wp,мощ m m _ TБ _ мощ S p,опт wp,мощ m m 13 1 (5) w Wp м ощ p,m N mБ,_p м ощ N mБ,_pм ощ S m,оптp _ TБ _ м ощ Sm,оптp _ TБ _ ээ S m,оптp _ TБ _ м ощ (руб.) (6) m S m,оптp _ мощ - величина расходов ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m на покупку мощности в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке (руб.), к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, определяемая коммерческим оператором оптового рынка электроэнергии (мощности) в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; - величина оплачиваемого сальдо-перетока мощности, указанная в N mБ,_pмощ отношении ГП (ЭСК, ЭСО) в прогнозном балансе в отношении месяца m для группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; мощ ДТ - коэффициент, рассчитываемый коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и отражающий долю потребления мощности населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, предусмотренных прогнозным балансом оптового рынка в отношении соответствующего месяца поставки. 13. Стоимость мощности в объёме превышения величины фактической мощн мощности над договорной ( S откл ) определяется ГП (ЭСО, ЭСК) по формуле: мощн мощ мощ Sоткл N mфакт N mдог Tпотр J опт k 1 (руб.) (7) где: k – повышающий коэффициент, равный 1,05; N mфакт - фактическая величина мощности, потребленная потребителем розничного рынка в расчетном периоде, определяется как отношение суммы максимальных почасовых объемов потребления электрической энергии в рабочие дни в часы, установленные Системным оператором, к количеству рабочих дней в расчетном периоде. 14. Стоимость отклонений фактического объема потребления _ ДТ электрической энергии от договорного за расчётный период ( Siоткл ), для i,m 14 того потребителя, осуществляющего покупку электрической энергии (мощности) по двухставочному тарифу, для которого в договоре куплипродажи электрической энергии (энергоснабжения) содержится условие о почасовом планировании потребления электрической энергии (мощности) (далее – потребитель с интервальным учетом) или для потребителей с присоединенной мощностью более 750 кВА, для которого в договоре энергоснабжения (купли-продажи электрической энергии) не содержится условие о почасовом планировании потребления электрической энергии, определяется как сумма соответствующих величин за каждый час расчётного периода: _ ДТ _ ДТ S iоткл S iоткл ,m ,h (руб.) (8) hm где: _ ДТ - изменение стоимости электрической энергии при отклонении Siоткл ,h фактически поставленного потребителю розничного рынка i с интервальным учетом или с присоединенной мощностью более 750 кВА объёма электрической энергии от запланированного для часа h расчётного периода, которое определяется по формуле: Vi ,факт Vi ,' h h факт ' ээ повыш (Vi ,h Vi ,h ) Î p ,h k 1 , если g нештр ' Vi ,h Vi ,' h Vi ,факт h ээ пониж (Vi ,' h Vi ,факт ) Î ( 1 k ), если g нештр h p ,h ' Vi ,h факт ' 0, если Vi ,h Vi ,h g нештр Vi ,' h _ ДТ S iоткл ,h (руб.) (9) где: Vi ,' h - запланированный объём поставки электрической энергии на час h расчётного периода, заявленный потребителем с интервальным учетом или с присоединенной мощностью более 750 кВА ГП (ЭСО, ЭСК) в срок не позднее 2-х суток до начала фактической поставки (если договором не установлен иной срок уведомления) (МВтч.); Vi ,факт - объём электрической энергии, фактически поставленный i–тому h потребителю с почасовым учётом в час h расчётного периода (МВтч.) или 15 определенный расчетным путем в соответствии с п. 22 настоящих Правил для потребителей с интегральным учетом и присоединенной мощностью более 750 кВА, оплачивающим электрическую энергию (мощность) по двухставочному тарифу; Î ээp,h - стоимость единицы электрической энергии в объемах планового почасового потребления ГП (ЭСК, ЭСО) в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, определяемая коммерческим оператором для часа h исходя из тарифов поставщиков в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб./МВтч.); g нештр - нормативный уровень отклонений на оптовом рынке, определённый в соответствии с методическими указаниями по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка, функционирующих на территориях неценовых зон оптового рынка, от объемов их планового почасового производства (потребления) № 107-э/4 от 29 апреля 2008 года; k повыш - повышающий коэффициент, применяемый при расчете стоимости отклонений при увеличении фактического объема потребления электрической энергии по собственной инициативе от договорного, значения которого устанавливаются в зависимости от величины отклонения: до 31 марта 2011 года включительно: 1,00 1,05 повыш k 1,10 1,15 если если если если Vi ,факт Vi ,' h h 0,10 Vi ,' h V факт V ' 0,10 i ,h ' i ,h 0,15 Vi ,h факт Vi ,h Vi ,' h 0,15 0,25 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h 0,25 Vi ,' h с 1 апреля 2011 года до 30 июня 2011 года включительно: 16 1,00 1,07 повыш k 1,15 1,25 если если если если Vi ,факт Vi ,' h h 0,05 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h 0,05 0,10 Vi ,' h V факт V ' 0,10 i ,h ' i ,h 0,15 Vi ,h факт ' Vi ,h Vi ,h 0,15 Vi ,' h с 1 июля 2011 года: 1,00 1,05 пов ыш k 1,12 1,25 k п о ни ж если если если если Vi ,факт Vi ,' h h 0,02 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h 0,02 0,05 Vi ,' h V факт V ' 0,05 i ,h ' i ,h 0,10 Vi ,h факт ' Vi ,h Vi ,h 0,10 Vi ,' h - понижающий коэффициент, применяемый при расчете стоимости отклонений при уменьшении фактического объема потребления электрической энергии по собственной инициативе от договорного, значения которого устанавливаются в зависимости от величины отклонения: до 31 марта 2011 года включительно: 1,00 0,95 пониж k 0,80 0,65 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,15 если 0,25 если 0,10 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,10 0,15 0,25 с 1 апреля 2011 года до 30 июня 2011 года включительно: 1,00 0,85 пониж k 0,70 0,55 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,10 если 0,15 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,05 Vi ,' h 0,05 0,10 0,15 17 с 1 июля 2011 года: 1,00 0,75 пониж k 0,65 0,50 15. если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,05 если 0,10 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Стоимость 0,02 0,02 0,05 0,10 отклонений фактического объема потребления _ интеграл_ ДТ электрической энергии от договорного за расчётный период ( Sm,откл ), z для z-того потребителя с присоединенной мощностью 750 кВА и менее в месяце m, осуществляющего покупку электроэнергии по двухставочному тарифу, для которого в договоре энергоснабжения (купли-продажи электрической энергии) не содержится условие о почасовом планировании потребления электрической энергии (мощности) (далее – потребитель с интегральным учетом), определяется в соответствии с формулой: Vmфакт Vmдог ,z ,z дог ээ повыш (Vmфакт V ) Î k 1 , если g нештр ,z m,z m, p дог Vm, z факт Vmдог , z Vm , z факт ээ пониж (Vmдог V ) Î ( 1 k ), если g нештр (руб.) (10) ,z m,z m, p дог V m,z факт дог 0, если Vm, z Vm, z g нештр Vmдог ,z _ интеграл_ ДТ S m,откл z где: - объём электрической энергии, фактически поставленный z–тому Vmфакт ,z потребителю с интегральным учётом за расчётный период (МВтч.); Vmдог ,z - договорной объём поставки электрической энергии z–тому потребителю с интегральным учётом за расчётный период (МВтч); ээ Î m, средневзвешенная стоимость единицы p- расчетный период m, определенная электрической энергии за коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из объемов электрической энергии, составляющих плановое почасовое потребление ГП (ЭСО, ЭСК) в зарегистрированной на оптовом рынке, (руб./МВтч.). 18 ГТП потребления p, При превышении фактического объема потребления электрической энергии над договорным потребителями розничного рынка с интегральным учетом, осуществляющими расчеты за поставленную электрическую энергию (мощность) по двухставочному тарифу, устанавливаются следующие повышающие коэффициенты: до 31 марта 2011 года включительно: 1,00 1,05 повыш k 1,10 1,15 если Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z если 0,10 если 0,25 если 0,10 0,25 Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z 0,50 Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z 0,50 с 1 апреля 2011 года до 30 июня включительно: 1,00 1,07 повыш k 1,15 1,25 если если если если Vmфакт Vmдог ,z ,z 0,05 Vmдог ,z V факт V дог 0,05 m, z дог m , z 0,10 Vm , z факт V V дог 0,10 m , z дог m , z 0,25 Vm , z факт дог Vm , z V m , z 0,25 Vmдог ,z с 1 июля 2011 года: 1,00 1,10 повыш k 1,25 1,50 если Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z если 0,02 если 0,05 если 0,02 Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z 0,05 0,10 0,10 При снижении фактического объема потребления электрической энергии от договорного потребителями розничного рынка с интегральным учетом, осуществляющими расчеты за поставленную электрическую энергию (мощность) по двухставочному тарифу: до 31 марта 2011 года включительно: 19 1,00 0,95 пониж k 0,90 0,85 Vmфакт Vmдог ,z ,z если Vmдог ,z если 0,25 если 0,50 0,10 Vmфакт Vmдог ,z ,z 0,25 Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z если 0,10 Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z 0,50 Vmдог ,z с 1 апреля 2011 года до 30 июня включительно: 1,00 0,90 пониж k 0,75 0,50 если Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z если 0,10 если 0,25 если 0,05 0,05 Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z 0,10 Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z 0,25 Vmдог ,z с 1 июля 2011 года: 1,00 0,45 пониж k 0,35 0,25 если Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z если 0,05 если 0,10 если 0,02 Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmфакт Vmдог ,z ,z Vmдог ,z Vmдог ,z 0,02 0,05 0,10 В отношении потребителей розничного рынка с интегральным учетом и присоединенной мощностью более 750 кВА для расчета стоимости отклонений применяется пункт 14 настоящих Правил. 16. В случае введения системным оператором в установленном порядке графиков аварийного ограничения, а также в случае срабатывания противоаварийной автоматики, величина отклонения фактически поставленного объема электрической энергии от договорного делится на две составляющие: отклонение, произошедшее по собственной инициативе потребителя (далее - отклонение по собственной инициативе), которое влечёт изменение стоимости электрической энергии, определяемое в соответствии с пунктами 14 или 15 настоящих Правил; 20 отклонение, произошедшее вследствие введения системным оператором в установленном порядке графиков аварийного ограничения, а также в случае срабатывания противоаварийной автоматики (далее - отклонение по внешней инициативе), которое влечёт изменение стоимости электрической энергии, определяемое в соответствии с пунктом 18, 19 настоящих Правил. Итоговое изменение стоимости электрической энергии при отклонениях фактического объёма потребления потребителя от договорного объема в таком случае складывается из сумм, определяемых в соответствии с указанными пунктами. 17. В случае введения ограничения режимов потребления электрической энергии (мощности) в отношении розничных потребителей в случаях, предусмотренных подпунктами «а»-«г», «ж» пункта 161 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, величина отклонения фактически поставленного объема электрической энергии от договорного относится на собственную инициативу потребителя, а ее стоимость определяется в соответствии с пунктами 14 - 15 настоящих Правил. 18. Порядок определения стоимости отклонений, не отнесенных на собственную инициативу, определяется ГП (ЭСО, ЭСК) в отношении потребителей розничного рынка, в соответствии с настоящим пунктом. Изменение стоимости электрической энергии в случае отклонения по внешней инициативе для потребителей с почасовым учетом определяется ГП (ЭСО, ЭСК) для v –го потребителя в час h расчётного периода в соответствии с формулой: в неш ,h S Vав,h.гр ИВ , ГП ( ЭСО , ЭСК ) S , (руб) p , h ав. гр V ,h p (11) где: Vав, h.гр - величина отклонения потребителя по внешней инициативе, которая относится к группе точек поставки ГП (ЭСО, ЭСК) в час h расчётного периода, определённая в соответствии энергоснабжения (купли-продажи) (МВтч.); 21 с условиями договора S pИВ,h , ГП ( ЭСО , ЭСК ) - стоимость электрической энергии при отклонении ГП (ЭСО, ЭСК) по внешней инициативе в час h расчётного периода по соответствующей группе точек поставки p, зарегистрированной за ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, определённая коммерческим оператором в порядке, установленном Правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб). 19. Изменение стоимости электрической энергии (мощности) на величину расходов ГП (ЭСО, ЭСК), возникающих в связи с изменением договорного объема потребления потребителей, владеющих на праве собственности или ином законном основании генерирующими объектами, в интересах которых ГП (ЭСО, ЭСК) выступает на оптовом рынке как участник с регулируемым потреблением, а также стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного объёма от договорного таких потребителей, определяется в соответствии договором купли-продажи электрической энергии (энергоснабжения). IV. Определение стоимости электрической энергии и мощности, поставляемой потребителям на розничном рынке, рассчитывающимся по одноставочным и зонным тарифам, на территориях неценовых зон оптового рынка, с учетом оплаты отклонений фактических объёмов потребления электрической энергии (мощности) от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объёма потребления электрической энергии (мощности) 20. Стоимость электрической энергии, поставляемой ГП (ЭСО, ЭСК) на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим дифференцированным расчеты по по числу часов одноставочным использования тарифам, мощности, определяется как сумма предварительно рассчитанных обязательств по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности), определяемых в соответствии с пунктом 21 настоящих Правил; 22 стоимости отклонений фактического объема потребления электрической энергии (мощности) от договорного, рассчитываемой в соответствии с пунктами 24 – 25, 28 настоящих Правил. Стоимость электрической энергии, поставляемой ГП (ЭСО, ЭСК) на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим расчеты по тарифам, дифференцированным по зонам суток, определяется как сумма предварительно рассчитанных обязательств по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности) по зонам суток, определяемых в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил; стоимости отклонений фактического объема потребления электрической энергии (мощности) от договорного за расчетный период, рассчитываемой в соответствии с пунктами 27-28 настоящих Правил. 21. Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности), поставляемой на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим расчеты по одноставочному тарифу, определяются по формуле: ээ _ м ээ одност одност Sфакт J опт одност одност _ предв Vфакт Tпотр (руб.) (12) где: Tпоодтнор ст - одноставочный тариф на электрическую энергию (мощность), установленный органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов для данной категории потребителей, поставляемую по договору купли-продажи, включающая следующие составляющие: - средневзвешенная стоимость электроэнергии (мощности), дифференцированная по числу часов использования мощности, - инфраструктурные платежи; 23 - ставка за обеспечение поставки одного кВтч электроэнергии розничным потребителям; либо тариф на электрическую энергию, поставляемую по договору энергоснабжения, содержит в том числе услуги по передаче единицы электрической энергии (мощности), (руб./МВт.мес.); одност J опт - удельная стоимость покупки электроэнергии на оптовом рынке (с учётом мощности), являющаяся составной частью расчетного одноставочного тарифа, равная средневзвешенной стоимости электрической энергии (мощности), дифференцированной по числу часов использования мощности. Для субъектов Российской Федерации, для которых предусмотрено выделение федеральной субсидии, удельная стоимость электрической энергии оптового рынка равна величине, учтенной в предельном максимальном уровне тарифов на электрическую энергию (мощность) и утвержденной органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов с учетом дифференциации по числу часов использования мощности. (руб./МВтч.). о д но ст - коэффициент рассчитываемый ГП (ЭСО, ЭСК) и отражающий изменение стоимости электрической энергии (мощности), определенной исходя из количества электрической энергии, включенного в плановое почасовое потребление электрической энергии и фактического количества купленной мощности ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке (без учета федеральной субсидии ( wm, p )), от стоимости электрической энергии и мощности, предусмотренной для ГП (ЭСО, ЭСК) исходя из утвержденных индикативных цен. одност _ ээ _ мощ S p,опт S p,опт wp,m m m _ T _ ээ _ TБ _ мощ S p,опт S p,опт wp,m m m wp , m Wp VmБ, p_ ээ V Б _ ээ m, p m 24 (руб.) 1 (13) (14) одност - коэффициент, рассчитываемый коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, предусмотренных прогнозным балансом оптового рынка в отношении соответствующего месяца поставки. 22. Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности), поставляемой на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам) потребителям, осуществляющим расчеты по зонным тарифам, определяются по формуле: ээ _ м _ зонн ээ _ зонн зонн зонн Sфакт Tпотр J опт зонн зонн _ предв Vфакт ээ _ зонн Vфакт фактический объем потребления (руб.) (15) электрической энергии потребителем розничного рынка в часы, отнесенные к соответствующей зоне суток, (МВтч.) зонн рассчитываются для каждой зоны суток отдельно в соответствии с разделами 22.1 – 22.4 настоящих Правил. зонн - коэффициент, определяемый коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, в часы, отнесенные к соответствующей зоне суток месяца m. зонн - тариф на электрическую энергию (мощность), установленный органом Tпотр исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов для данной категории потребителей для покупки электроэнергии (мощности) в часы, отнесенные к соответствующей зоне суток, поставляемую по договору купли-продажи, включающая следующие составляющие: - средневзвешенная стоимость дифференцированная по зонам суток; - инфраструктурные платежи; 25 электроэнергии (мощности), - ставка за обеспечение поставки одного кВтч электроэнергии розничным потребителям. либо тариф на электрическую энергию, поставляемую по договору энергоснабжения, содержит в том числе услуги по передаче единицы электрической энергии (мощности), (руб./МВт.мес.); зонн J опт - удельная стоимость электроэнергии (с учётом мощности), являющаяся зонн составной частью зонного тарифа. В отношении ночной зоны суток J опт ээ равна величине J опт , определяемой в соответствии с пунктом 11 настоящих зонн Правил, в отношении дневной зоны суток, полупиковой и пиковой зоны J опт одност равна величине J опт , определяемой в соответствии с пунктом 21 настоящих Правил. 22.1 Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям розничного рынка, рассчитывающимся по зонным тарифам, в ночные часы, определяются ГП (ЭСО, ЭСК) в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил с учетом следующего порядка определения коэффициентов альфа и бета: зонн _ ночь S p,опт wp,ночь m m _ T _ ночь S p,опт wp,ночь m m 1 (16) где: _ ночь - стоимость электрической энергии в объемах планового почасового S m,опт p потребления, определенная коммерческим оператором для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, в часы ночной зоны суток, в месяце m, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; _ T _ ночь S m,опт - стоимость электрической энергии, определяемая коммерческим p оператором исходя из индикативных цен и объемов, включенных в плановое почасовое потребление электрической энергии в ночные часы суток месяца m 26 (руб.), в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; w ночь p,m Wp a VmБ, p_ ээ V Б _ ээ m, p (руб.) (17) m a V VGlрозн ,p V VG ППП l, p lm ППП h, p hm розн h, p (18) VhППП , p - объем электрической энергии, включенный ГП (ЭСК, ЭСО) в объемы планового почасового потребления в час h расчетного периода m в группе точек поставки p, к которой отнесен соответствующий потребитель электрической энергии (МВтч.); - объем электрической энергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) у VGpрозн ,h генераторов розничного рынка в час h расчетного периода m в группе точек поставки p, к которой отнесен соответствующий потребитель электрической энергии (МВтч.); lm – часы, отнесенные к ночной зоне суток месяца m; hm – часы месяца m. 22.2 Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности) в часы полупика, поставляемой потребителям розничного рынка, рассчитывающимся по зонным тарифам, определяются ГП (ЭСО, ЭСК) в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил с учетом следующего порядка определения коэффициентов альфа и бета: зонн _ полупик S p,опт wp,полупик m m _ T _ полупик S p,опт wp,полупик m m 1 (19) где: _ полупик Sm,опт - стоимость электрической энергии (с учётом мощности)в объемах p планового почасового потребления, определенная коммерческим оператором для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование 27 потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к полупиковой зоне суток месяца m, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; _ T _ полупик - стоимость электрической энергии (с учётом мощности), S m,опт p определенная коммерческим индикативных цен и оператором объемов, исходя включенных в из утвержденных плановое почасовое потребление электрической энергии для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к полупиковой зоне суток месяца m, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; w полупик p,m Wp b VmБ, p_ ээ V Б _ ээ m, p (руб.) (20) m b V VGgрозн ,p V VG gm hm g m– hm ППП g, p ППП h, p розн h, p (21) часы, отнесенные к полупиковой зоне суток месяца m; – часы месяца m. 22.3 Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности) в пиковые часы, поставляемой потребителям розничного рынка, рассчитывающимся по зонным тарифам, определяются ГП (ЭСО, ЭСК) в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил с учетом следующего порядка определения коэффициентов альфа и бета: зонн _ пик S p,опт wp,пикm m _ T _ пик S p,опт wp,пикm m 1 (22) где: _ пик S m,опт - стоимость электрической энергии (с учётом мощности) в объемах p планового почасового потребления, определенная коммерческим оператором для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование 28 потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к пиковой зоне суток, в месяце m, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; f m– часы, отнесенные к пиковой зоне суток месяца m; _ T _ пик S m,опт p - стоимость электрической энергии (с учётом мощности), определенная исходя из утвержденных индикативных цен и объемов, включенных в плановое почасовое потребление электрической энергии для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к пиковой зоне суток месяца m, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; w пик p,m Wp c VmБ, p_ ээ V Б _ ээ m, p (руб.) (23) m c V VGfрозн ,p V VG f m hm f m– hm ППП f,p ППП h, p розн h, p (24) часы, отнесенные к пиковой зоне суток месяца m; – часы месяца m. 22.4 Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности) в дневные часы, поставляемой потребителям розничного рынка, рассчитывающимся по зонным тарифам, определяются ГП (ЭСО, ЭСК) в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил с учетом следующего порядка определения коэффициентов альфа и бета: зо нн Spо m,п т_ д ень wpд m,ень Spо m,п т_ T _ д ень wpд m,ень -1 (25) где: _ день S m,опт p - стоимость электрической энергии (с учётом мощности), определенная коммерческим оператором для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено 29 энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к дневной зоне суток, в месяце m (руб.) в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; _ Т _ день S m,опт p - стоимость электрической энергии (с учётом мощности), определенная коммерческим оператором для ГП (ЭСК, ЭСО) исходя из утвержденных индикативных цен в объемах планового почасового потребления в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к дневной зоне суток, в месяце m (руб.), в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; w день p ,m Wp d VmБ, p_ ээ V Б _ ээ m, p (руб.) (26) m d V VGqрозн ,p V VG qm hm qm ППП q, p ППП h, p розн h, p (27) – часы, отнесенные к дневной зоне суток месяца m; hm – часы месяца m. 23. Потребители розничного рынка с присоединенной мощностью более 750 кВА с интервальным или интегральным учетом в случае возникновения отклонений фактически поставленного объема электрической энергии от запланированного для каждого часа месяца поставки, оплачивают стоимость указанных отклонений, рассчитываемую по формуле (28) в виде суммы значений почасовой стоимости соответствующих отклонений в указанном месяце. Для потребителя электрической энергии с интегральным учетом и присоединенной мощностью более 750 кВА ГП (ЭСО, ЭСК) определяет почасовое фактическое количество электрической энергии, потребленное данным потребителем расчетным способом на основании фактического значения потребленной электрической энергии за указанный месяц в 30 соответствии с алгоритмом, определенным в договоре купли-продажи электрической энергии (энергоснабжения). Если в договоре энергоснабжения (купли-продажи электрической энергии) потребители с присоединенной мощностью более 750 кВА или иные ГП (ЭСО, ЭСК), осуществляющие покупку электрической энергии (мощности) на розничном рынке, не согласовали с ГП (ЭСО, ЭСК), осуществляющим покупку электрической энергии (мощности) на оптовом рынке, алгоритм определения почасового фактического объема потребления, то ГП (ЭСО, потребленной ЭСК) определяет электрической почасовое энергии количество для таких фактически потребителей пропорционально профилю нагрузки ГП (ЭСО, ЭСК) в группе точек поставки потребления p, зарегистрированной на оптовом рынке, к которой отнесено энергопринимающее оборудование этого потребителя, в месяце m. ГП (ЭСО, ЭСК) определяет почасовое количество фактически поставленной электрической энергии от потребителей с присоединенной мощностью более 750 кВА опосредованно присоединенным потребителям по алгоритму, применяемому ГП (ЭСО, ЭСК) в отношении потребителя, к которому осуществлено указанное опосредованное присоединение. 24. Стоимость отклонений фактического объема потребления _ ОТ _ 750 электрической энергии от договорного за расчётный период m ( Siоткл ), ,m для i-того потребителя с присоединенной мощностью более 750 кВА, осуществляющего покупку электрической энергии (мощности) по одноставочному или зонному тарифу, с интервальным или интегральным учетом определяется как сумма соответствующих величин за каждый час расчётного периода: _ OТ _ 750 _ OT _ 750 S iоткл S iоткл ,m ,h (руб.) (28) hm где: _ OT _ 750 Siоткл - изменение стоимости электрической энергии при отклонении ,h фактически поставленного объёма потребителю розничного рынка i с присоединенной мощностью более 750 кВА с интегральным или интервальным учетом объёма электрической энергии от запланированного для часа h расчётного периода (руб.), которое определяется по формуле: 31 Vi ,факт Vi ,' h h факт ' эм повыш (Vi ,h Vi ,h ) Î p ,h k 1 , если g нештр ' Vi ,h Vi ,' h Vi ,факт ' h откл _ OT _ 750 факт эм пониж S i,h (Vi ,h Vi ,h ) Î p ,h (1 k ), если g нештр ' Vi ,h факт ' 0, если Vi ,h Vi ,h g нештр Vi ,' h (руб.) (29) Vi ,' h - запланированный объём поставки электрической энергии на час h расчётного периода (МВтч.), заявленный потребителем ГП (ЭСО, ЭСК) в срок не позднее 2-х суток до начала фактической поставки (если договором не установлен иной срок уведомления) (млн. кВтч). В случае если потребитель не уведомил ГП (ЭСО, ЭСК) о плановых почасовых объемах потребления, то величина Vi ,' h полагается равной величине, определенной в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил; - объём электрической энергии, фактически поставленный i–тому Vi ,факт h потребителю с почасовым учётом в час h расчётного периода (МВтч.) или определенный расчетным путем в соответствии с п. 23 настоящих Правил для потребителей с интегральным учетом и присоединенной мощностью более 750 кВА, оплачивающим электрическую энергию (мощность) по одноставочному тарифу; Î эм p,h - средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности) в объемах планового почасового потребления электрической энергии с учетом покупки мощности (без учета объема потребления населения и (или) приравненных к ним группам потребителей), определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, для соответствующего часа поставки (руб./МВтч.); k повыш - повышающий коэффициент, применяемый при расчете стоимости отклонений при увеличении фактического объема потребления электрической энергии по собственной инициативе от договорного, значения которого устанавливаются в зависимости от величины отклонения: до 31 марта 2011 года включительно: 32 1,00 1,02 пов ыш k 1,05 1,07 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,факт Vi ,' h h если 0,10 если 0,25 если 0,10 Vi ,' h 0,25 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h 0,50 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,50 с 1 апреля 2011 года до 30 июня включительно: 1,00 1,05 повыш k 1,07 1,10 если если если если Vi ,факт Vi ,' h h 0,05 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h 0,05 0,10 Vi ,' h V факт V ' 0,10 i ,h ' i ,h 0,25 Vi ,h факт ' Vi ,h Vi ,h 0,25 Vi ,' h с 1 июля 2011 года до 31 декабря 2011 года включительно: 1,00 1,05 повыш k 1,10 1,15 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,02 если 0,05 если 0,02 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,05 0,10 0,10 с 1 января 2012 года по 30 июня 2012 года включительно: 1,00 1,10 пов ыш k 1,25 1,50 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,02 если 0,05 если 0,02 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,05 0,10 0,10 с 1 июля 2012 года: 33 1,00 1,50 пов ыш k 1,75 2,00 k п о ни ж если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,02 если 0,05 если 0,02 Vi ,факт Vi ,' h h 0,05 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h 0,10 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,10 - понижающий коэффициент к тарифам, применяемый при расчете стоимости отклонений при уменьшении фактического объема потребления электрической энергии по собственной инициативе от договорного, значения которого устанавливаются в зависимости от величины отклонения: до 31 марта 2011 года включительно: 1,00 0,97 пониж k 0,95 0,90 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,25 если 0,50 если 0,10 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,10 0,25 0,50 с 1 апреля 2011 года до 30 июня включительно: 1,00 0,97 пониж k 0,95 0,90 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h если 0,10 если 0,25 если 0,05 Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,05 0,10 0,25 с 1 июля 2011 года до 31 декабря 2011 года включительно: 1,00 0,95 пониж k 0,90 0,85 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,05 если 0,10 если 0,02 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,' h 0,02 0,05 0,10 с 1 января 2012 года по 30 июня 2012 года включительно: 34 1,00 0,75 пониж k 0,65 0,50 если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,05 если 0,10 если 0,02 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h 0,02 0,05 0,10 с 1 июля 2012 года: 1,00 0,45 пониж k 0,35 0,25 25. если Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h если 0,05 если 0,10 если Стоимость 0,02 Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,факт Vi ,' h h Vi ,' h Vi ,' h 0,02 0,05 0,10 отклонений фактического объема потребления _ ОТ _ 750 электрической энергии от договорного за расчётный период m ( S r,откл ), m для r-того потребителя с интегральным или интервальным учетом, с присоединенной мощностью 750 кВА и менее, осуществляющего покупку электроэнергии по одноставочному тарифу, определяется в соответствии с формулой: Vrфакт Vrдог ,m ,m дог эм повыш (Vrфакт V ) Î k 1 , если g нештр ,m r ,m p ,m дог Vr ,m факт Vrдог дог ,m Vr ,m _ ОТ _ 750 факт эм пониж S r,откл ( V V ) Î ( 1 k ), если g нештр (руб.) r ,m m r ,m p ,m дог Vr ,m факт дог 0, если Vr ,m Vr ,m g нештр Vrдог ,m (30) где: Vrфакт r–тому ,m - объём электрической энергии, фактически поставленный потребителю с интегральным или интервальным учётом с присоединенной мощностью 750 кВА и менее за расчётный период (МВтч.); Vrдог ,m - договорной объём поставки электрической энергии r–тому потребителю с интегральным или интервальным учётом с присоединенной мощностью 750 кВА и менее за расчётный период (МВтч.); 35 Î эм p, m средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии с учетом стоимости мощности за расчетный период m в отношении группы точек поставки ГП (ЭСО, ЭСК) p, зарегистрированной на оптовом рынке, определенная коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; k повыш - повышающий коэффициент к тарифам, применяемый при расчете стоимости отклонений при увеличении фактического объема потребления электрической энергии по собственной инициативе, значения которого определяются ГП (ЭСО, ЭСК) в соответствии с порядком, определенным настоящими Правилами: до 30 июня 2011 года включительно: k повыш =1 с 1 июля 2011 года до 31 декабря 2011 года включительно: k повыш MIN 1 ; 1,05 с 1 января 2012 года: k повыш MAX 1 ; 1,02 Величина определяется следующим образом: SOm, p (31) SOhГП, p ЭСО ,ЭСК hm где: SOm, p MAX S pГП,h ЭСО ,ЭСК S p, m A; 0 hm (руб.) _ ДТ _ интеграл_ ДТ откл _ OТ _ 750 A S iоткл S zоткл Sвнеш S r2,t S rоткл ,m ,m ,h S i ,m ,m i p p hm z p i p r p tm (32) (33) r p откл 10% S pГП,h ЭСО ,ЭСК MIN 0,099 V pППП VGpрозн SOpГП,h ЭСО ,ЭСК ,h ,h I p ,h k повыш_ ОРЭ ; (руб.) (34) S p, m - стоимость мощности, определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для расчетного периода m для соответствующей ГТП потребления ГП (ЭСО, ЭСК) p (руб.) как сумма 36 отрицательной разницы предварительно рассчитанных обязательств и предварительно рассчитанных требований по оплате мощности, обусловленная отличием фактических значений потребления мощности от плановых на территории неценовой зоны z, рассчитываемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, и учтенная при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода m для соответствующего ГП (ЭСО, ЭСК) (руб.). В случае если разница предварительно рассчитанных обязательств и предварительно рассчитанных требований по оплате мощности – величина положительная, то указанная величина полагается равной нулю, отрицательной разницы предварительно рассчитанных обязательств и предварительно рассчитанных требований по оплате отклонений по электрической энергии, рассчитываемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено розничного рынка энергопотребляющее (руб.). В случае оборудование если разница потребителя предварительно рассчитанных обязательств и предварительно рассчитанных требований – величина положительная, то указанная величина полагается равной нулю, стоимости покупки мощности ГП (ЭСК, ЭСО) в расчетном периоде m в объеме отличия фактического объема потребления мощности от величины, учтенной в сводном прогнозном балансе поставки мощности в соответствующем периоде регулирования m (с учетом коэффициента резервирования), рассчитанная коммерческим оператором в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; 37 SO pГП,h ЭСО ,ЭСК - стоимость отклонений фактического объема потребления от планового, определяемая коммерческим оператором для ГП (ЭСО, ЭСК) для каждого часа расчетного периода; S r2,t - изменение стоимости электрической энергии (мощности) в случае отклонения фактически поставленного r-ым крупным производителем объёма от договорного в час t расчетного периода, определяемое в соответствии с пунктом 29 настоящих Правил (руб.); - определяемое в соответствии с пунктом 30.2. или 30.3. настоящих Srоткл ,m Правил изменение стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного r-тым мелким производителем объема электрической энергии, от договорного объема поставки (руб.); 10% kповыш _ ОРЭ - повышающий коэффициент, установленный Методическими указаниями 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), утвержденными Приказом ФСТ России №107-э/4 от 29 апреля 2008 года, для потребителей при увеличении объема потребления электрической энергии по собственной инициативе в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка для диапазона отклонений от 5 до 10%; цена, определяемая коммерческим оператором в соответствии с I pоткл ,h договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для расчета стоимости отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) для каждого часа суток; k п о ни ж - понижающий коэффициент к тарифам, применяемый при расчете стоимости отклонений потребления электрической договорного, значения при снижении энергии которого по фактического объема собственной определяются ГП инициативе от (ЭСО, соответствии с порядком, определенным настоящими Правилами: до 30 июня 2011 года включительно: k пониж=1 38 ЭСК) в с 1 июля 2011 года до 31 декабря 2011 года включительно: k пониж MAX 1 ; 0,95 (35) с 1 января 2012 года: k пониж MIN 1 ; 0,98 (36) 26. Рекомендовать ГП (ЭСО, ЭСК) ежемесячно в срок до 30 числа месяца, следующего за расчетным, предоставлять информацию о величинах SOm , p , S p, m , S r p tm 2 r ,t , S hm S rp откл r ,m исполнительной ГП ЭСО ,ЭСК p ,h , S ip откл _ ДТ i ,m , S zp откл _ интеграл_ ДТ z ,m , S i p откл _ OТ _ 750 i ,m , S p hm в неш ,h , , определенных пунктом 25 настоящих Правил органу власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов а также публиковать указанную информацию на официальном сайте в сети Интернет. 27. Стоимость отклонений фактического объема потребления _ ЗОНН электрической энергии от договорного за расчётный период m ( Srоткл ), ,m для r-того потребителя с интегральным учетом, осуществляющего покупку электроэнергии по тарифу, дифференцированному по зонам суток, определяется в соответствии с формулой: Vrфакт Vrдог ,m ,m факт дог эм _ средн повыш (Vr ,m Vr ,m ) Î r ,m k 1 , если g нештр дог V r ,m дог Vr ,m Vrфакт дог ,m факт эм _ средн пониж (Vr ,m Vr ,m ) Î r ,m (1 k ), если g нештр (руб.) (37) дог V r ,m факт дог 0, если Vr ,m Vr ,m g нештр Vrдог ,m _ ЗОНН S r,откл m где: - объём электрической энергии, фактически поставленный r–тому Vrфакт ,m потребителю с интегральным учётом за расчётный период m (МВтч.); Vrдог ,m - договорный объём поставки электрической энергии r–тому потребителю с интегральным учётом за расчётный период m (МВтч.); Î rэм,m_ средн - средневзвешенная цена электрической энергии, рассчитываемая ГП (ЭСО, ЭСК) на основании стоимости электрической энергии (мощности) и объемов планового почасового потребления, определенная для ГП (ЭСО, ЭСК) в отношении указанных зон суток в соответствии с пунктами 22.1 – 39 22.4 настоящих Правил (руб./МВтч.) исходя из фактических объемов потребления электрической энергии r–тым потребителем, в часы, отнесенные к различным зонам суток: - цена для расчета стоимости отклонений потребителей, рассчитывающихся по зонным тарифам (ночь/полупик/пик): _ ночь S m,опт p Î rэм,m_ средн ППП lm , p V Vrфакт ,lm _ полупик S m,опт p Vrфакт , gm ППП gm , p факт r ,m V _ пик S m,опт p V ППП f m , p Vrфакт , f m (38) V lm - все ночные часы месяца m; gm - все полупиковые часы месяца m; f m - все пиковые часы месяца m; - цена для расчета стоимости отклонений потребителей, рассчитывающихся по зонным тарифам (день/ночь): _ ночь S m,опт p Î rэм,m_ средн VlППП m, p V факт r ,lm _ день S m,опт p VqППП m , p Vrфакт ,qm (39) Vrфакт ,m lm - все ночные часы месяца m; qm - все дневные часы месяца m; При увеличении (снижении) объемов потребления электрической энергии потребителями розничного рынка с интегральным учетом, осуществляющими расчеты за поставленную электрическую энергию (мощность) по зонным тарифам, применяются повышающие (понижающие) коэффициенты, предусмотренные пунктом 25 настоящей Методики. 28. В случае введения ограничения режимов потребления электрической энергии (мощности) в отношении розничных потребителей в случаях, предусмотренных подпунктами «а»-«г», «ж» пункта 161 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, величина отклонения фактически поставленного объема электрической энергии от договорного относится на собственную инициативу потребителя, а ее стоимость определяется в соответствии с пунктами 24 - 25, 27 настоящих Правил. 40 V. Определение стоимости электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП у производителей электрической энергии и мощности на розничном рынке на территориях неценовых зон оптового рынка с учетом оплаты отклонений фактических объёмов потребления электрической энергии (мощности) от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объёма потребления электрической энергии (мощности) 29. Стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r–того производителя электрической энергии, установленная мощность генерирующего оборудования которого соответствует количественным характеристикам, предъявляемым к участникам оптового рынка (далее крупный производитель), (потребителя с блок-станцией, для которого это требование применяется к размеру превышения производимой мощности над потребляемой в какой-либо час), ( S rкрупн , m ) определяется по формуле: S rкрупн S r1,m S r2,t (руб.) ,m (40) tm где: S r1,m - стоимость запланированного объёма электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r-го крупного производителя по регулируемым ценам (тарифам) за расчетный период, определяемая в соответствии с пунктом 29.1 настоящих Правил (руб.); S r2,t - изменение стоимости электрической энергии (мощности) в случае отклонения фактически поставленного r-ым крупным производителем объёма от договорного в час t расчетного периода определяемое в соответствии с пунктом 29.2 настоящих Правил (руб.). 29.1. Стоимость запланированного объёма электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r-го крупного производителя, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) с которым согласовано применение двухставочного тарифа, определяется по формуле: постав Nrбал,m Tмощн S r1,m VrZ,t Tэпостав /э tm 41 (руб.) (41), где: запланированный объём поставки электрической энергии на час t VrZ,t - расчетного периода, заявленный r-ым производителем ГП (ЭСО, ЭСК) в срок не позднее 2-х суток до начала фактической поставки (если договором не установлен иной срок уведомления) (МВтч.); - тарифная ставка на электрическую энергию двухставочного тарифа, Tэпостав /э уставленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для r-го производителя (руб./МВтч.); N rбал , m - объем мощности, учтенный в Сводном прогнозном балансе на период регулирования для месяца m, по соответствующему субъекту Российской Федерации для данного r-го производителя (МВт. в мес.); п о ст а в T мо щн - тарифная ставка на мощность двухставочного тарифа, уставленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для данного производителя (руб./МВт. в мес.). Стоимость запланированного объёма электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП у r-го крупного производителя, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) с которым согласовано применение одноставочного тарифа, определяется по формуле: S r1,m VrZ,t T постав (руб.) tm (42), где: T п о ст а в - одноставочный тариф, установленный органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для данного производителя (руб./МВтч). 29.2. Изменение стоимости электрической энергии (мощности) в случае отклонения фактически поставленного r-ым крупным производителем объёма от договорного в час t расчетного периода определяется в соответствии с формулой: для поставщиков, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) которых согласовано применение двухставочного тарифа: 42 вверх нештр (Vrфакт VrZ,t ) Tэпостав k ген , если Vrфакт VrZ,t Vген ,t /э ,t вниз нештр S r2,t (VrZ,t Vrфакт ) Tэпостав k ген , если VrZ,t Vrфакт Vген ,t /э ,t факт Z постав Z факт нештр (Vr ,t Vr ,t ) Tэ / э , если Vr ,t Vr ,t Vген (руб.) (43), для поставщиков, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) которых согласовано применение одноставочного тарифа: S r2,t вверх нештр (Vrфакт VrZ,t ) T постав k ген , если Vrфакт VrZ,t Vген ,t ,t вниз нештр (VrZ,t Vrфакт ) T постав k ген , если VrZ,t Vrфакт Vген ,t ,t факт Z постав вверх нештр k ген , если Vrфакт VrZ,t Vген (Vr ,t Vr ,t ) T ,t (руб.) (44) где: Vrфакт ,t - фактический объём поставки электрической энергии в часе t расчетного периода (млн. кВТч.); в в ерх k ген - коэффициент к тарифам, применяемый при увеличении объема производства электрической энергии в группах точек поставки участников неценовых зон оптового рынка по собственной инициативе от объемов их планового почасового производства и равный 0 (нулю); вни з k ген - коэффициент к тарифам, применяемый при снижении объема производства электрической энергии в группах точек поставки участников по собственной инициативе от объемов их планового почасового производства и равный 1,5; нештр Vген - величина нормативного уровня отклонений фактического производства электрической энергии от планового, определяемая как 0,02 VrZ,t . 30. Стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r–того производителя электрической энергии, установленная мощность генерирующего оборудования которого не соответствует количественным характеристикам, предъявляемым к участникам оптового рынка (далее мелкий производитель), (потребителя с блок-станцией, для которого это требование применяется к размеру превышения производимой мощности над потребляемой), ( S rмелк ) определяется по формуле: 1 откл Srмелк ,m S r ,m S r ,m (руб.) 43 (45), S r1,m - стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r-того мелкого производителя электрической энергии по регулируемым ценам (тарифам) за расчётный период (руб.), определяемая в соответствии с пунктом 30.1; - определяемое в соответствии с пунктом 30.2. или 30.3. настоящих Srоткл ,m Правил изменение стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного r-тым мелким производителем объема электрической энергии, от договорного объема поставки (руб.). 30.1. Стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r-го мелкого производителя, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) с которым согласовано применение двухставочного тарифа, определяется по формуле: S 1 r ,m V тариф r ,m T постав э/ э Vrтариф ,m бал r ,m V постав N rбал ,m Tмощн (руб.) (46), где Vrтариф - объём электрической энергии, приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у ,m r-того мелкого производителя электрической энергии по регулируемым ценам (тарифам) (МВтч.) принимается равным минимальному из значений и Vrдог Vrбал ,m ,m , где: - объём производства электрической энергии, учтённый в сводном Vrбал ,m прогнозном балансе на соответствующий расчетный период текущего года, по соответствующему субъекту Российской Федерации в отношении r-того мелкого производителя электрической энергии (мощности), у которого с данным ГП (ЭСО, ЭСК) заключен договор поставки электрической энергии (мощности) (МВтч.); Vrдог - договорный объем поставки электрической энергии r-ым мелким ,m производителем за расчетный период m (МВтч.). Стоимость электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП (ЭСО, ЭСК) у r-го мелкого производителя, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) с которым согласовано применение одноставочного тарифа, определяется по формуле: (руб.) S r1,m Vrтариф T постав ,m 44 (47), 30.2 Изменение стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного мелким r-тым производителем электрической энергии от договорного объема для производителя электрической энергии объема r-того мелкого (потребителя с блок-станцией), установленная мощность генерирующих объектов которого составляет более 5 МВт (в отношении потребителя с блок-станцией – размер превышения производимой мощности над потребляемой) определяется следующим образом: откл (руб.) S rоткл ,m S r ,t (48), tm где: - изменение стоимости электрической энергии в случае отклонения S rоткл ,t фактически поставленного r-тым мелким производителем объема электрической энергии в час t расчётного периода от договорного объема определенное следующим образом: для поставщиков, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) которых согласовано применение двухставочного тарифа: S rоткл ,t вверх (Vrфакт VrZ,t ) Tэпостав k ген , если Vrфакт VrZ,t 0,02 VrZ,t ,t /э ,t вниз (VrZ,t Vrфакт ) Tэпостав k ген , если VrZ,t Vrфакт 0,02 VrZ,t (руб.) ,t /э ,t Z факт Z 0, если Vr ,t Vr ,t 0,02 Vr ,t (49), для поставщиков, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) которых согласовано применение одноставочного тарифа: S rоткл ,t в в ерх (Vrфакт VrZ,t ) T постав k ген , если Vrфакт VrZ,t 0,02 VrZ,t ,t ,t в низ (VrZ,t Vrфакт ) T постав k ген , если VrZ,t Vrфакт 0,02 VrZ,t (руб.) ,t ,t Z факт Z 0, если Vr ,t Vr ,t 0,02 Vr ,t (50), в в ерх k ген - коэффициент, используемый для определения изменения стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного объёма электрической энергии выше договорного производителем, мощность генерирующего объекта которого составляет более 5 МВт (в отношении потребителей с блок-станцией – применяется в части превышения производимой мощности над потребляемой), равный 0; 45 в низ k ген коэффициент, используемый для определения изменения стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного объёма электрической энергии ниже договорного производителем, мощность генерирующего объекта которого составляет более 5 МВт (в отношении потребителей с блок-станцией – применяется в части превышения производимой мощности над потребляемой), равный 1,5. 30.3 Для r-того мелкого производителя электрической энергии (потребителя с блок-станций), установленная мощность генерирующих объектов которого составляет менее 5 МВт (в отношении потребителей с блок-станцией – размер превышения производимой мощности потребляемой), изменение стоимости электрической энергии над в случае отклонения фактически поставленного объема электрической энергии от договорного объема поставки определяется следующим образом: для поставщиков, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) которых согласовано применение двухставочного тарифа: S rоткл ,m постав вверх дог (Vrфакт Vrдог k ген , если Vrфакт Vrдог ,m ,m ) Tэ / э ,m ,m 0,02 Vr ,m факт постав вниз факт (руб.) (Vrдог k ген , если Vrдог 0,02 Vrдог ,m Vr ,m ) Tэ / э ,m Vr ,m ,m факт дог дог 0, если Vr ,m Vr ,m 0,02 Vr ,m (51) для поставщиков, в договоре купли-продажи электрической энергии (мощности) которых согласовано применение одноставочного тарифа: S rоткл ,m постав в в ерх дог (Vrфакт Vrдог k ген , если Vrфакт Vrдог ,m ,m ) T ,m , m 0,02 Vr ,m факт постав в низ факт (Vrдог k ген , если Vrдог 0,02 Vrдог , m Vr ,m ) T ,m Vr ,m ,m факт дог дог 0, если Vr ,m Vr ,m 0,02 Vr ,m (руб.) (52) в в ерх k ген - коэффициент, используемый для определения изменения стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного объёма электрической энергии выше договорного производителем, мощность генерирующих объектов которого составляет менее 5 МВт (в отношении потребителей с блок-станцией – размер превышения производимой мощности над потребляемой), равный 0; в низ k ген - коэффициент, используемый для определения изменения стоимости электрической энергии в случае отклонения фактически поставленного объёма электрической энергии ниже договорного производителем, мощность 46 генерирующих объектов которого составляет менее 5 МВт (в отношении потребителей с блок-станцией – размер превышения производимой мощности над потребляемой), равный 1,5. VI. Порядок предоставления данных коммерческим оператором ГП (ЭСО, ЭСК) для определения предельных уровней цен на розничных рынках электрической энергии на территориях неценовых зон оптового рынка 31. Коммерческий оператор в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка рассчитывает и доводит до сведения ГП (ЭСО, ЭСК) не позднее 15 числа месяца, следующего за расчетным, следующие параметры, необходимые для расчета предельных цен для потребителей розничного рынка, указанные в пунктах 31.1 – 31.4 настоящих Правил. 31.1 Стоимостные параметры (руб.): _T _ ээ Sp,опт m - величина расходов ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m на покупку электрической энергии, определенная исходя из утвержденных индикативных цен в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; _ TБ _ ээ - величина расходов ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m на покупку S m,опт p электрической энергии в соответствии с принятыми тарифно-балансовыми решениями, определяемая коммерческим оператором в отношении ГТП потребления ГП (ЭСО, ЭСК) p, в соответствующий месяц m в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; _ ТБ _ мощ S pопт - величина расходов ГП (ЭСО, ЭСК) в ГТП потребления p в ,m месяце m на покупку мощности в соответствии с принятыми тарифнобалансовыми решениями, в объеме сальдо-перетока мощности, и определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (руб.); 47 - стоимость электрической энергии в объемах планового _ Т _ ЭМ S m,опт p почасового потребления с учетом мощности для ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m, определённая коммерческим оператором в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; _ Т _ день S m,опт p - стоимость электрической энергии (мощности) в объемах планового почасового потребления, определенная в исходя из индикативных цен и объемов, включенных в плановое почасовое потребление электрической энергии, для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к дневной зоне суток месяца m; _ Т _ ночь S m,опт p - стоимость электрической энергии (мощности) в объемах планового почасового потребления, определенная исходя из индикативных цен и объемов, включенных в плановое почасовое потребление электрической энергии для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к ночной зоне суток месяца m; S m,оптp _ Т _ полупик - стоимость электрической энергии (мощности) в объемах планового почасового потребления, определенная исходя из индикативных цен и объемов, включенных в плановое почасовое потребление электрической энергии для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к полупиковой зоне суток месяца m; _ Т _ пик S m,опт p - стоимость электрической энергии (мощности) в объемах планового почасового потребления, определенная исходя из индикативных цен для ГП (ЭСК, ЭСО) в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование 48 потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к пиковой зоне суток месяца m; _ ээ S p,опт m - стоимость покупки электрической энергии ГП (ЭСК, ЭСО) на оптовом рынке, включенной в объемы планового почасового потребления в месяце m, определенная в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; _ мощ - величина расходов ГП (ЭСК, ЭСО) в месяце m на покупку S m,опт p мощности в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке (руб.), к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, определяемая коммерческим оператором оптового рынка электроэнергии (мощности) в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; _ ЭМ - стоимость покупки электрической энергии и мощности ГП S m,опт p (ЭСК, ЭСО) на оптовом рынке в месяце m, определенная в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; _ ночь - стоимость покупки электрической энергии ГП (ЭСК, ЭСО) на S m,опт p оптовом рынке, включенной в объемы планового почасового потребления, определенная в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к ночной зоне суток месяца m; _ пик - стоимость покупки электрической энергии (мощности) ГП S m,опт p (ЭСК, ЭСО) на оптовом рынке, определенная в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к пиковой зоне суток месяца m; _ полупик S m,опт - стоимость покупки электрической энергии (мощности) ГП p (ЭСК, ЭСО) на оптовом рынке, определенная в соответствии с пунктом 22 49 настоящих Правил в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к полупиковой зоне суток месяца m; _ день - стоимость покупки электрической энергии (мощности) ГП S m,опт p (ЭСК, ЭСО) на оптовом рынке, определенная в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил в отношении группы точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка в часы, отнесенные к дневной зоне суток месяца m; S pИВ,h , ГП ЭСО ,ЭСК - стоимость электрической энергии при отклонении ГП (ЭСО, ЭСК) по внешней инициативе в час h расчётного периода по соответствующей группе точек поставки p оптового рынка, определенная в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; SO pГП,h ЭСО ,ЭСК - стоимость отклонений фактического объема потребления от планового, определяемая коммерческим оператором для ГП (ЭСО, ЭСК) для каждого часа расчетного периода h в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; S p, m - стоимость мощности, определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для расчетного периода m для соответствующей ГТП потребления ГП (ЭСО, ЭСК) p в соответствии с пунктом 25 настоящих Правил; S pмо,mщ_ п р о д а жа - стоимость продажи мощности ГП (ЭСК, ЭСО) в расчетном периоде m в объемах отличия фактического объема потребления мощности от величины (с учетом коэффициента резервирования), учтенной в сводном прогнозном балансе поставки мощности в соответствующем периоде регулирования m, определяемая в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в группе точек поставки потребления p 50 на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка. 31.2 Объемные параметры (КВтч.): VhППП , p - объем электрической энергии, включенный ГП (ЭСК, ЭСО) в объемы планового почасового потребления в час h расчетного периода m в группе точек поставки p, к которой отнесен соответствующий потребитель электрической энергии; VGpрозн ,h - объем электрической энергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) у генераторов розничного рынка в час h расчетного периода m в группе точек поставки p, к которой отнесен соответствующий потребитель электрической энергии. 31.3 Ценовые параметры (руб./КВтч. или руб./МВт): Î ээp,h - стоимость единицы электрической энергии в объемах планового почасового потребления ГП (ЭСК, ЭСО) в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка, определенная организацией коммерческой инфраструктуры для часа h исходя из тарифов поставщиков в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; Iˆpмощ ,m - стоимость единицы мощности, определенная коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в расчетном периоде m для ГП (ЭСК, ЭСО) в группе точек поставки потребления p на оптовом рынке, к которой отнесено энергопотребляющее оборудование потребителя розничного рынка; ээ Î m, p- средневзвешенная по объемам электрической энергии, составляющей плановое почасовое потребление ГП (ЭСО, ЭСК) в группе точек поставки потребления p, зарегистрированной на оптовом рынке, стоимость единицы электрической энергии за расчетный период m, 51 определенная коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка; средневзвешенная Î ээw, p - по объемам электрической энергии, составляющей плановое почасовое потребление ГП (ЭСО, ЭСК) в группе точек поставки потребления p, зарегистрированной на оптовом рынке, стоимость единицы электрической энергии, определенная коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении часа, отнесенного к зоне суток w (ночной, полупиковой или пиковой); Î h,эмp - средневзвешенная стоимсоть единицы электрической энергии (мощности) для ГП (ЭСО, ЭСК), определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении группы точек поставки потребления p, зарегистрированной на оптовом рынке, для соответствующего часа поставки h; эм средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии Î m, p- (мощности) для ГП (ЭСО, ЭСК), определяемая коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении группы точек зарегистрированной на оптовом рынке, поставки потребления p, для соответствующего месяца поставки m; I pоткл ,h - цена, определяемая организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для расчета стоимости отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) в отношении группы точек поставки потребления p, зарегистрированной на оптовом рынке, для каждого часа суток h. 31.4 Коэффициенты: ээ ДТ - коэффициент, отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в 52 объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, определяемый в соответствии с пунктом 11 настоящих Правил; мощ ДТ - коэффициент, рассчитываемый организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил и отражающий долю потребления мощности населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, предусмотренных прогнозным балансом оптового рынка в отношении соответствующего месяца поставки; одност - коэффициент, рассчитываемый организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с пунктом 21 настоящих Правил и отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, предусмотренных прогнозным балансом оптового рынка в отношении соответствующего месяца поставки; зонн - коэффициент, рассчитываемый инфраструктуры в соответствии с организацией пунктом 22 коммерческой настоящих Правил отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему группами потребителей в объемах покупки ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке, в часы, отнесенные к соответствующей зоне суток месяца m. 53
