Законодательная база Российской Федерации

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Правительства РФ от 27.12.2010 N 1172 (ред. от 29.12.2011) "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ И О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В НЕКОТОРЫЕ АКТЫ ПРАВИТЕЛЬСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВОПРОСАМ ОРГАНИЗАЦИИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ"

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 06.10.2011 N 813, от 29.12.2011 N 1178, от 29.12.2011 N 1179)

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Утвердить прилагаемые:

Правила оптового рынка электрической энергии и мощности;

изменения, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности.

2. Министерству экономического развития Российской Федерации, Министерству финансов Российской Федерации, Министерству промышленности и торговли Российской Федерации, Министерству регионального развития Российской Федерации, Федеральной службе по тарифам и Федеральной антимонопольной службе согласовать до 25 марта 2011 г. скорректированные источники финансирования инвестиционной программы открытого акционерного общества "Федеральная гидрогенерирующая компания".

3. Министерству экономического развития Российской Федерации, Министерству энергетики Российской Федерации и Федеральной службе по тарифам согласовать до 25 марта 2011 г. скорректированные источники финансирования инвестиционной программы открытого акционерного общества "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях".

4. Министерству энергетики Российской Федерации утвердить до 1 апреля 2011 г. скорректированные источники финансирования инвестиционной программы открытого акционерного общества "Федеральная гидрогенерирующая компания".

5. Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" утвердить до 1 апреля 2011 г. скорректированные источники финансирования инвестиционной программы открытого акционерного общества "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях".

6. Федеральной службе по тарифам:

а) в 2-недельный срок со дня утверждения скорректированных инвестиционных программ, указанных в пунктах 2 и 3 настоящего постановления, пересмотреть составляющие цен на мощность, соответствующие размеру денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации и финансирования инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в части атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций);

б) с 1 апреля 2011 г.:

пересмотреть на 2011 год цены на мощность для генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, индикативные цены на электрическую энергию и мощность, поставляемую в ценовых зонах оптового рынка для покупателей - субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности по договорам, заключенным в соответствии с законодательством Российской Федерации с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей электрической энергии (мощности) которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей), а также с определенными Правительством Российской Федерации субъектами оптового рынка - покупателями электрической энергии (мощности), функционирующими в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков. Указанные цены применяются к правоотношениям, возникшим с 1 апреля 2011 г.;

скорректировать по годам параметры изменения необходимой валовой выручки открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" в целях сглаживания тарифов, обеспечив снижение необходимой валовой выручки на содержание объектов электросетевого хозяйства, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в 2011 году в размере до 5 млрд. рублей, и пересмотреть установленные тарифы на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, оказываемые открытым акционерным обществом "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы";

пересмотреть установленные на 2011 год для Калининградской ТЭЦ-2 (открытое акционерное общество "ИНТЕР РАО ЕЭС") тарифы на электрическую энергию и мощность, поставляемую в неценовых зонах оптового рынка, тарифы на электрическую энергию и мощность, продаваемую (приобретаемую) на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам) в целях импорта (экспорта) в электроэнергетические системы иностранных государств, установленные для Калининградской области, и индикативные цены на электрическую энергию и мощность для покупателей - субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка (неценовых зон), установленные на 2011 год для Калининградской области. Указанные цены (тарифы) применяются к правоотношениям, возникшим с 1 апреля 2011 г.;

в) до 1 июля 2011 г. совместно с Министерством энергетики Российской Федерации и Федеральной антимонопольной службой представить в Правительство Российской Федерации предложения о внесении изменений в нормативные правовые акты Правительства Российской Федерации в части участия представителей Федеральной антимонопольной службы и некоммерческого партнерства "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью" в работе органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

7. Министерству энергетики Российской Федерации:

в 9-месячный срок подготовить совместно с Министерством экономического развития Российской Федерации, Федеральной антимонопольной службой, Федеральной службой по тарифам и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" и представить в Правительство Российской Федерации предложения о корректировке Правил, утвержденных настоящим постановлением, в части положений, касающихся организации торговли мощностью на оптовом рынке (в том числе применения установленных указанными Правилами коэффициентов при определении объема недопоставки мощности в случае невыполнения (частичного невыполнения) поставщиком условий поддержания генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии, а также возможности перехода к формированию цен на электрическую энергию исходя из полных затрат на выработку электрической энергии и мощности), на основе анализа функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности после завершения переходного периода.

8. В целях установления случаев манипулирования ценами на электрическую энергию Федеральной антимонопольной службе по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации, Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной службой по тарифам утвердить до 1 мая 2011 г. методику определения соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованиям экономической обоснованности.

9. Органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов с 1 мая 2011 г. пересмотреть установленные на 2011 год тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, а также сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков с учетом подпункта "а", абзацев первого и второго подпункта "б" пункта 6 настоящего постановления и исходя из увеличения среднего по субъекту Российской Федерации одноставочного тарифа на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, и сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков не более чем на 15 процентов. По согласованию с Федеральной службой по тарифам органы исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов вправе распространить действие решений о снижении указанных в настоящем пункте тарифов и сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков на правоотношения, возникшие с 1 января 2011 г.

10. Признать утратившими силу акты Правительства Российской Федерации по перечню согласно приложению.

11. Абзац шестой пункта 141 Правил, утвержденных настоящим постановлением, вступает в силу с 1 апреля 2011 г.

Председатель Правительства
Российской Федерации
В.ПУТИН

УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 27 декабря 2010 г. N 1172

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 06.10.2011 N 813, от 29.12.2011 N 1178, от 29.12.2011 N 1179)

1. Настоящими Правилами устанавливаются правовые основы функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - оптовый рынок), включая регулирование отношений, связанных с оборотом электрической энергии и мощности на оптовом рынке, с 1 января 2011 г.

2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

"группа точек поставки" - одна или несколько точек в электрической сети (точек поставки), относящихся к одному узлу расчетной модели и (или) к единому технологически неделимому энергетическому объекту, в отношении которого участником оптового рынка осуществляется купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке, или ограничивающих территорию, в отношении которой купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке осуществляется только одним участником оптового рынка, и используемых для определения и исполнения обязательств, связанных с поставкой и оплатой электрической энергии и (или) мощности;

"коммерческий учет" - процесс измерения объемов электрической энергии и значений электрической мощности, сбора и обработки результатов измерений, формирования расчетным путем на основании результатов измерений данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии и мощности в соответствующих группах точек поставки, а также хранения и передачи указанных данных;

"конкурентный отбор" - процедура определения цен и объемов электрической энергии или мощности в результате отбора ценовых заявок по критерию минимизации стоимости электрической энергии или мощности;

"манипулирование ценами на оптовом рынке" - совершение экономически и (или) технологически необоснованных действий, в том числе с использованием своего доминирующего и (или) исключительного положения на оптовом рынке, которые приводят к существенному изменению цен (цены) на электрическую энергию и (или) мощность;

"организация коммерческой инфраструктуры" - совет рынка, коммерческий оператор оптового рынка или иная организация, на которую возложены функции по обеспечению коммерческой инфраструктуры;

"отклонения" - объемы электрической энергии, соответствующие изменениям почасовых объемов производства (потребления) электрической энергии участником оптового рынка между моментом определения в соответствии с настоящими Правилами объемов планового почасового производства (потребления) электрической энергии и моментом окончания часа их поставки;

"расчетная модель" - описание электроэнергетической системы, предназначенное для построения математической модели процесса производства, передачи и потребления электрической энергии и мощности, с помощью которой рассчитываются реализуемые в этой электроэнергетической системе объемы производства и потребления электрической энергии и мощности и соответствующие им цены;

"системные ограничения" - предельно допустимые значения технологических параметров функционирования Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) (в том числе уровня напряжения и пропускной способности электрической сети), обусловленные параметрами работы объектов электроэнергетики;

"узел расчетной модели" - составная часть расчетной модели, соответствующая соединениям описанных в расчетной модели электрических сетей и местам присоединения к ним потребляющих и (или) генерирующих объектов (при этом каждый генерирующий объект, присоединенный к сетям высокого напряжения, описывается в расчетной модели отдельно);

"участники оптового рынка" - поставщики электрической энергии и мощности и покупатели электрической энергии и мощности, получившие статус субъектов оптового рынка, заключившие обязательные для участников оптового рынка договоры и совершившие иные необходимые для осуществления торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке действия в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

"участник с регулируемым потреблением" - участник оптового рынка, который имеет на оптовом рынке группу точек поставки, к которым отнесены энергопринимающие устройства и (или) генерирующие объекты (если в отношении этих генерирующих объектов не зарегистрированы на оптовом рынке отдельные группы точек поставки), и в силу режимов работы указанных устройств и (или) объектов влияет на качество электрической энергии и надежность работы ЕЭС России, если в отношении таких устройств и (или) объектов участник в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка имеет возможность принимать и в определенный указанным договором срок (не более 1 часа) исполнять диспетчерские команды об изменении объемов потребления (производства) электрической энергии;

"ценовая заявка" - документ, отражающий намерение участника оптового рынка купить или продать в определенной группе точек поставки электрическую энергию или продать мощность и устанавливающий планируемые участником к покупке (продаже) объемы электрической энергии на каждый час суток или объемы мощности на соответствующий период поставки мощности с указанием предлагаемых цен для каждого из планируемых объемов электрической энергии или мощности;

"ценопринимающая заявка" - ценовая заявка участника оптового рынка без указания цены на электрическую энергию или мощность, отражающая намерение данного участника купить или продать указанный в заявке объем электрической энергии или продать указанный в заявке объем мощности по сложившейся в результате конкурентного отбора цене.

3. Для целей настоящих Правил под расчетным периодом понимается календарный месяц.

При определении сроков совершения действий, предусмотренных настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, применяется единое время - московское.

4. На оптовом рынке торговля электрической энергией и мощностью осуществляется с использованием следующих способов:

1) торговля электрической энергией и мощностью по регулируемым ценам (тарифам) на основании договоров купли-продажи (поставки) электрической энергии и (или) мощности (далее - регулируемые договоры). Продажа и оплата электрической энергии и мощности может осуществляться по единому регулируемому договору, предусматривающему куплю-продажу электрической энергии и мощности, или по отдельным регулируемым договорам;

2) торговля электрической энергией и (или) мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам на основании договоров купли-продажи электрической энергии и (или) мощности (далее - свободные договоры);

3) торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путем конкурентного отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки (далее - конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед);

4) торговля мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам по результатам конкурентного отбора мощности;

5) торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путем конкурентного отбора заявок поставщиков и участников с регулируемым потреблением, осуществляемого не позднее чем за час до поставки электрической энергии в целях формирования сбалансированного режима производства и потребления электрической энергии (далее - конкурентный отбор заявок для балансирования системы);

6) торговля электрической энергией в объемах, соответствующих отклонениям, по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым по соглашению сторон в договорах купли-продажи (далее - свободные договоры купли-продажи отклонений);

7) торговля мощностью по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным поставщиками в отношении мощности генерирующих объектов, определенных в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в случае, когда объем мощности, отобранной по результатам конкурентного отбора мощности в какой-либо зоне свободного перетока (группе зон свободного перетока), не обеспечивает удовлетворение спроса на мощность (далее - договоры купли-продажи (поставки) мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов);

8) торговля мощностью на основании договоров, заключенных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по ценам, определяемым по результатам конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии, в соответствии с параметрами, заявленными в отобранном по итогам конкурса инвестиционном проекте;

9) торговля электрической энергией и мощностью по ценам, определенным исходя из регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию и мощность, установленных для поставщиков, в неценовых зонах оптового рынка;

10) торговля мощностью по договорам купли-продажи и договорам (поставки) мощности:

предусматривающим условия, касающиеся сроков начала продажи мощности каждого из указанных в таких договорах генерирующих объектов, устанавливающим технические характеристики (параметры) генерирующего оборудования и заключенным между покупателями, организациями коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка и генерирующими компаниями оптового рынка, созданными на основании решений Правительства Российской Федерации путем реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России" (за исключением оптовой генерирующей компании, которая создана в результате реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России" и в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций) (далее - договоры о предоставлении мощности). Договоры о предоставлении мощности заключаются в отношении генерирующих объектов, перечень которых определяется Правительством Российской Федерации и наличие которых в составе ЕЭС России исходя из их месторасположения, технических и иных характеристик необходимо в целях надежного и бесперебойного снабжения потребителей электрической энергией;

заключенным в отношении следующих генерирующих объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций (далее - договоры купли-продажи (поставки) мощности новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций):

объекты, строящиеся в соответствии с Программой деятельности Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" на долгосрочный период (2009-2015 годы), утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 20 сентября 2008 г. N 705, и программой строительства гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), реализуемой оптовой генерирующей компанией, созданной на основании решений Правительства Российской Федерации путем реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России", в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций, и включенные в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики. При этом в отношении объектов атомных электростанций, начало поставки мощности которых предполагается не позднее 1 января 2017 г., и объектов гидроэлектростанций указанные договоры должны быть заключены до 1 января 2011 г.;

объекты новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), определенные по результатам отбора инвестиционных проектов, проводимого в установленном порядке более чем за 5 лет до планируемого ввода в эксплуатацию таких объектов;

11) торговля мощностью по договорам купли-продажи (поставки) мощности, производимой с использованием генерирующих объектов в период, на который мощность таких объектов не была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности, в случае необходимости поддержания данных объектов в работоспособном состоянии для обеспечения установленных техническими регламентами и иными обязательными требованиями параметров работы ЕЭС России, систем жизнеобеспечения, режимов водопользования (далее - генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме);

12) торговля электрической энергией и (или) мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам в целях обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных государств в порядке, установленном настоящими Правилами;

13) торговля электрической энергией и мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам в целях компенсации потерь в электрических сетях (далее - потери) в порядке, установленном настоящими Правилами.

5. Поставщики электрической энергии и (или) мощности и покупатели электрической энергии и мощности участвуют в отношениях купли-продажи электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке после получения в установленном порядке статуса субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке. При этом поставщики и покупатели заключают обязательные для участников оптового рынка договоры и совершают иные действия для осуществления поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

6. Системный оператор в целях минимизации стоимости электрической энергии осуществляет выбор состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве (далее - состав оборудования), не позднее 24 часов до начала периода, на который осуществляется выбор состава оборудования, момент начала и продолжительность (не более 10 дней) которого определяются системным оператором и доводятся в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка до сведения участников оптового рынка.

Для осуществления указанного выбора участники оптового рынка - поставщики электрической энергии представляют следующую информацию:

параметры генерирующего оборудования;

величина расходов на осуществление пуска и выключения генерирующего оборудования;

максимальные цены, указываемые в ценовых заявках на продажу электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед и в конкурентном отборе заявок для балансирования системы на каждый час указанного периода, - для участников рынка, функционирующих в ценовых зонах оптового рынка.

Информация, предусмотренная абзацем третьим настоящего пункта, предоставляется системному оператору, а информация, предусмотренная абзацами четвертым и пятым настоящего пункта, - организации коммерческой инфраструктуры, которая передает ее системному оператору. Сроки предоставления и передачи указанной информации определяются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

До начала конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед участники оптового рынка могут изменить заявленные ими для целей выбора состава оборудования на соответствующий период параметры генерирующего оборудования. Системный оператор актуализирует состав оборудования с учетом измененных параметров, при этом измененные параметры учитываются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка при установлении выполнения участниками оптового рынка требований, определенных подпунктами 3, 4 и 6 пункта 50 настоящих Правил.

7. Не позднее 24 часов до начала суток, в течение которых осуществляется поставка электрической энергии, покупатели электрической энергии сообщают системному оператору максимальные почасовые объемы потребления электрической энергии.

Исходя из предоставленной участниками оптового рынка в соответствии с настоящим пунктом информации, из прогнозируемых системным оператором почасовых объемов потребления электрической энергии и выбранного состава оборудования, системный оператор устанавливает ограничения на плановое почасовое производство электрической энергии (максимальные и минимальные почасовые значения мощности генерирующего оборудования), обеспечивающие исполнение сформированного им прогноза работы энергосистемы с учетом системных ограничений, потерь электрической энергии в электрических сетях, требований по поддержанию резервов мощности (в том числе по их территориальному расположению в ЕЭС России), необходимости обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии.

Указанные ограничения учитываются при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Объемы электрической энергии, указываемые покупателями в ценовых заявках, подаваемых для участия в конкурентном отборе на сутки вперед и (или) конкурентном отборе для балансирования системы, не должны превышать заявленные этими покупателями максимальные почасовые объемы потребления электрической энергии и должны определяться с учетом установленных системным оператором ограничений на плановое почасовое производство электрической энергии в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Цены, указываемые участниками оптового рынка в ценовых заявках на продажу электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед и конкурентном отборе заявок для балансирования системы, не должны превышать заявленные ими в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил максимальные цены.

8. До начала суток, в течение которых осуществляется поставка электрической энергии, приобретаемой на оптовом рынке, организация коммерческой инфраструктуры проводит в ценовых зонах оптового рынка конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед. По результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед на каждый час следующих суток в каждой ценовой зоне оптового рынка определяются:

объемы планового почасового производства и потребления электрической энергии для каждой группы точек поставки участников оптового рынка (далее - плановое почасовое производство (потребление)), которые сообщаются организацией коммерческой инфраструктуры участнику оптового рынка и системному оператору не позднее дня, предшествующего дню поставки электрической энергии;

цены на объемы электрической энергии, включаемые в плановое почасовое производство (потребление), уравновешивающие спрос и предложение электрической энергии (далее - равновесные цены на электрическую энергию).

9. Для участия в торговле электрической энергией по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и обеспечения исполнения обязательств по заключенным на оптовом рынке договорам, обеспечивающим куплю-продажу электрической энергии на оптовом рынке, участники оптового рынка, функционирующие в ценовых зонах оптового рынка, подают организации коммерческой инфраструктуры оформленные в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка ценовые заявки на покупку (продажу) электрической энергии в каждой группе точек поставки на каждый час следующих суток.

Системный оператор на основании результатов конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и прогнозируемых им почасовых объемов потребления электрической энергии планирует электроэнергетические режимы и режимы работы генерирующих и энергопотребляющих объектов на каждый час суток, в течение которых осуществляется поставка электрической энергии.

10. В целях формирования сбалансированного режима производства и потребления электрической энергии и управления режимами работы объектов электроэнергетики не позднее чем за час до поставки электрической энергии системный оператор после определения планового почасового производства (потребления) осуществляет в каждой ценовой зоне конкурентный отбор заявок для балансирования системы.

На основании результатов конкурентного отбора заявок для балансирования системы в нормальных условиях работы ЕЭС России системный оператор управляет технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в течение суток, когда осуществляется поставка электрической энергии. В случае угрозы возникновения аварийной ситуации системный оператор вправе в установленном порядке ограничить потребление электрической энергии и мощности. При этом расчет стоимости электрической энергии проводится на основе результатов конкурентного отбора заявок для балансирования системы.

11. Участники оптового рынка, функционирующие в неценовых зонах оптового рынка, участвуют в соответствии с настоящими Правилами в торговле электрической энергией в ценовых зонах оптового рынка по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и конкурентного отбора заявок для балансирования системы в объеме, соответствующем перетоку электрической энергии по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка, на основании договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

12. В период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике, введенного в порядке, предусмотренном постановлением Правительства Российской Федерации от 14 ноября 2009 г. N 929, стоимость электрической энергии определяется с учетом регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию, установленных в отношении поставщиков и предназначенных для применения в период действия второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике, в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

13. Ограничения режима потребления электрической энергии на оптовом рынке вводятся по основаниям и в порядке, которые предусмотрены основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии (далее - основные положения функционирования розничных рынков) для полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии в случае нарушения своих обязательств потребителями, а также в случае необходимости принятия неотложных мер по предотвращению или ликвидации аварий. При этом в случае введения режима ограничения потребления электрической энергии на оптовом рынке в первую очередь ограничивается переток электрической энергии в энергосистемы иностранных государств.

14. Договоры, заключенные участниками оптового рынка в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, учитываются организацией коммерческой инфраструктуры при определении обязательств (требований) данных участников в порядке, установленном настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Если предварительно рассчитанные объемы обязательств (требований) участника оптового рынка по оплате электрической энергии и (или) мощности по итогам расчетного периода по заключенному договору, в том числе величина, определяемая по каждой группе точек поставки, соответствуют нулевой величине, то объемы обязательств (требований) участника оптового рынка по оплате соответствующих объемов электрической энергии и (или) мощности при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода составляют 1 рубль.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

Стоимость и объем электрической энергии и (или) мощности, купленных (проданных) участником оптового рынка за расчетный период, определяются с учетом обязательств (требований) данного участника по всем заключенным им на оптовом рынке договорам, на основании которых осуществляется купля-продажа электрической энергии и (или) мощности.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

При определении обязательств (требований) участников оптового рынка по заключенным на оптовом рынке договорам учитываются дополнительные обязательства (требования), возникшие у участника оптового рынка в текущем расчетном периоде в результате нарушения порядка расчета объемов и стоимости электрической энергии и (или) мощности, купленных (проданных) в предыдущих периодах, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

15. В целях определения предельного уровня нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), реализуемую на розничных рынках на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, по нерегулируемым ценам, организация коммерческой инфраструктуры за расчетный период рассчитывает для отдельных участников оптового рынка в соответствии с основными положениями функционирования розничных рынков составляющие предельных уровней нерегулируемых цен, дифференцированные по ценовым категориям. Результаты расчета, а также объемы электрической энергии и (или) мощности, приобретаемые соответствующими участниками оптового рынка по регулируемым ценам (тарифам) и свободным (нерегулируемым) ценам, и прогнозные значения средневзвешенных свободных (нерегулируемых) цен электрической энергии и (или) мощности на следующий расчетный период публикуются на официальном сайте организации коммерческой инфраструктуры в сети Интернет.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

16. С целью снижения финансовых рисков участникам оптового рынка предоставляется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка возможность заключения контрактов на будущие поставки электрической энергии и мощности и на покупку или продажу фиксированного объема электрической энергии и мощности для поставки в оговоренную дату в будущем по согласованной сторонами цене (форвардных и фьючерсных контрактов).

17. В целях своевременного обеспечения требований поставщиков по оплате электрической энергии и (или) мощности, поставленной покупателям, на оптовом рынке должна быть введена в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка система гарантий исполнения обязательств.

18. На оптовом рынке должно обеспечиваться действие системы установления случаев манипулирования ценами на электрическую энергию и (или) мощность, в том числе с использованием методики определения соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованию экономической обоснованности, утверждаемой федеральным антимонопольным органом.

В целях обеспечения формирования конкурентных цен на электрическую энергию и мощность в ценовых зонах оптового рынка не допускается одновременный учет одних и тех же расходов на производство электрической энергии или мощности при формировании цен, указываемых участниками в различных ценовых заявках, подаваемых для участия в конкурентных отборах.

Контроль за установлением случаев манипулирования ценами на электрическую энергию и (или) мощность на оптовом рынке осуществляется федеральным антимонопольным органом.

Контроль за размерами ежемесячной платы за единицу мощности в целях выявления действий, которые имеют или могут иметь своим результатом недопущение, ограничение, устранение конкуренции и (или) ущемление интересов субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, в том числе манипулирование ценами на мощность на оптовом рынке, осуществляется в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации.

19. Оплата участниками оптового рынка электрической энергии осуществляется в следующем порядке, если иное не предусмотрено договорами, на основании которых продается (приобретается) электрическая энергия на оптовом рынке, и (или) договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (в том числе в отношении порядка оплаты электрической энергии, поставляемой по регулируемым договорам, а также порядка оплаты электрической энергии, осуществляемой в 2011 году и ежегодно в январе и феврале):

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

не позднее 14-го числа расчетного периода оплачивается электрическая энергия, приобретенная по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед с 1-го по 9-е число расчетного периода, и в срок не позднее 28-го числа расчетного периода - электрическая энергия, приобретенная по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед с 10-го по 23-е число расчетного периода;

не позднее 14-го и 28-го числа расчетного периода оплачивается равными долями купля-продажа электрической энергии в неценовых зонах оптового рынка в отношении плановых объемов потребления электрической энергии, определяемых в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

не позднее 21-го числа месяца, следующего за расчетным периодом, оплачивается электрическая энергия, фактически приобретенная в расчетном периоде по договорам, обеспечивающим куплю-продажу электрической энергии.

20. Оплата мощности участниками оптового рынка осуществляется в следующем порядке, если иное не предусмотрено договорами, на основании которых продается (приобретается) мощность на оптовом рынке, и (или) договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (в том числе в отношении порядка оплаты мощности, поставляемой по регулируемым договорам, а также порядка оплаты мощности, осуществляемой в 2011 году и ежегодно в январе и феврале):

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

до 30 процентов стоимости планового объема покупки мощности в расчетном периоде, определяемого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, оплачивается равными долями не позднее 14-го и 28-го числа расчетного периода;

оплата мощности, фактически приобретенной в расчетном периоде, осуществляется не позднее 21-го числа месяца, следующего за расчетным периодом.

21. По обязательствам, возникшим в отношении объемов электрической энергии и мощности, приобретаемых участниками оптового рынка по регулируемым договорам, оплата осуществляется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

22. Организация включается в реестр субъектов оптового рынка по решению наблюдательного совета рынка.

23. Для получения статуса субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке, предъявляются следующие требования:

1) соответствие следующим количественным характеристикам, применяемым в группах точек поставки, с использованием которых организация планирует участие в торговле на оптовом рынке:

поставщик электрической энергии владеет на праве собственности или на ином законном основании генерирующим оборудованием, установленная генерирующая мощность которого в каждой предполагаемой группе точек поставки составляет не менее 5 МВт, или обладает правом продажи электрической энергии и мощности, производимой на указанном генерирующем оборудовании;

потребитель электрической энергии владеет на праве собственности или на ином законном основании энергопринимающим оборудованием, суммарная присоединенная мощность которого равна или превышает 20 МВ х А и в каждой группе точек поставки составляет не менее 750 кВ х А;

энергосбытовая организация или энергоснабжающая организация намерена приобретать электрическую энергию и мощность на оптовом рынке в целях последующей реализации на основании заключенных на розничных рынках договоров энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии и мощности) с потребителями, суммарная присоединенная мощность энергопринимающего оборудования которых составляет в соответствующих группах точек поставки не менее 20 МВ х А, при условии, что в каждой группе точек поставки она равна или превышает 750 кВ х А.

Указанные количественные характеристики не применяются к гарантирующим поставщикам электрической энергии.

В отношении организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции, указанные количественные характеристики применяются к максимальному из почасовых значений объемов электрической энергии, которые такие организации намерены поставлять (приобретать) на оптовом рынке в соответствующих группах точек поставки в целях осуществления экспортно-импортных операций в соответствии с заключенными этими организациями договорами;

2) проведение следующих мероприятий технического характера:

оснащение каждой точки (группы точек) поставки, с использованием которой организация планирует участвовать в торговле на оптовом рынке, средствами измерений (в том числе принадлежащими на праве собственности или на ином законном основании третьим лицам), обеспечивающими сбор, обработку и передачу организации коммерческой инфраструктуры данных коммерческого учета и соответствующими определенным настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка требованиям;

оборудование системой связи, обеспечивающей передачу системному оператору данных, необходимых для осуществления централизованного оперативно-диспетчерского управления в пределах ЕЭС России, и соответствующей техническим параметрам, предусмотренным договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, с соблюдением сроков введения в действие этих требований;

3) согласование с системным оператором и организацией коммерческой инфраструктуры группы точек поставки, с использованием которой организация планирует участвовать в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом рынке.

Соблюдение установленных настоящим пунктом количественных характеристик и проведение мероприятий могут подтверждаться договорами, содержащими отлагательные условия вступления их в силу, но не позднее начала поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности организацией в соответствующей группе точек поставки на оптовом рынке.

24. Группы точек поставки энергосбытовой (энергоснабжающей) организации, обслуживающей на розничном рынке потребителя (потребителей) электрической энергии и (или) мощности и (или) сетевую организацию (сетевые организации), должны располагаться на границе балансовой принадлежности потребителей (сетевых организаций), в интересах которых энергосбытовая (энергоснабжающая) организация осуществляет куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке, и субъектов электроэнергетики и (или) иных потребителей, в интересах которых купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке осуществляется данной энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией или другим участником оптового рынка.

Группы точек поставки энергосбытовой организации, обслуживающей на розничном рынке потребителя (потребителей) электрической энергии и (или) сетевую организацию (сетевые организации), должны располагаться на границе балансовой принадлежности между потребителями (сетевыми организациями), в интересах которых энергосбытовая организация осуществляет куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке, и субъектами электроэнергетики (потребителями, сетевыми организациями, в отношении которых купля-продажа на оптовом рынке электрической энергии (мощности) осуществляется иным субъектом оптового рынка).

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

Группы точек поставки для гарантирующих поставщиков определяются исходя из границ зоны (зон) их деятельности. Если зона (зоны) деятельности гарантирующего поставщика расположена на территории более чем одного субъекта Российской Федерации или относится более чем к одному энергорайону, то на территории каждого из субъектов Российской Федерации, в которых располагается его зона (зоны) деятельности, или в каждом энергорайоне, к которому эта зона (зоны) относится, регистрируется отдельная группа (группы) точек поставки. Указанное требование не применяется к группам точек поставки гарантирующих поставщиков, зарегистрированных на оптовом рынке до вступления в силу настоящих Правил.

Группы точек поставки потребителей электрической энергии и мощности должны располагаться на границе балансовой принадлежности их электрических сетей.

Группы точек поставки участника оптового рынка, осуществляющего покупку электрической энергии (мощности) для целей поставки единому хозяйствующему субъекту на железнодорожном транспорте, по инициативе указанного участника оптового рынка и (или) единого хозяйствующего субъекта на железнодорожном транспорте в границах одного субъекта Российской Федерации располагаются на объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих указанному хозяйствующему субъекту, в местах подключения фидеров и (или) линий электропередачи к шинам распределительных устройств подстанций.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

Группы точек поставки поставщиков электрической энергии и мощности должны располагаться на границе балансовой принадлежности их электрических сетей и в местах непосредственного соединения представляемого ими на оптовом рынке генерирующего оборудования с электрической сетью.

Группы точек поставки организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции и (или) поставку электрической энергии и (или) мощности между ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка и неценовой (неценовыми) зонами оптового рынка через энергетические системы иностранных государств, располагаются на линиях электропередачи, пересекающих государственную границу Российской Федерации, на границе ЕЭС России и зарубежных энергосистем.

Каждая группа точек поставки, энергопринимающее оборудование, генерирующий объект, объект электросетевого хозяйства, иной объект, связанный с процессом производства, передачи, потребления электрической энергии и мощности, могут быть закреплены на оптовом рынке только за одним субъектом оптового рынка.

Согласование и регистрация новых групп точек поставки за организациями, получившими статус субъекта оптового рынка и осуществляющими куплю-продажу электрической энергии и (или) мощности, производятся в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом предусмотренных настоящим пунктом требований.

25. Организации, предоставившие организации коммерческой инфраструктуры документы, подтверждающие выполнение требований, установленных пунктами 23 и 24 настоящих Правил (за исключением документов, содержащих сведения, составляющие государственную тайну), становятся субъектами оптового рынка с даты включения их в реестр субъектов оптового рынка при условии заключения договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Организации, добровольно принявшие на себя обязательство по регистрации группы точек поставки, в которой выполняются требования, установленные пунктом 23 настоящих Правил в отношении генерирующего оборудования, в определенный момент в будущем и на этом основании согласовавшие с системным оператором и организацией коммерческой инфраструктуры соответствующую группу точек поставки (далее - условная группа точек поставки), становятся субъектами оптового рынка с даты включения их в реестр субъектов оптового рынка при условии заключения договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Организация коммерческой инфраструктуры в течение 10 дней уведомляет федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов о включении указанных организаций в реестр субъектов оптового рынка.

Согласованные с системным оператором и организацией коммерческой инфраструктуры при получении статуса субъекта оптового рынка группы точек поставки, в том числе условные, регистрируются за субъектом оптового рынка одновременно с включением его в реестр субъектов оптового рынка в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

26. Для осуществления поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке с использованием зарегистрированных групп точек поставки субъект оптового рынка заключает договор оказания услуг по передаче электрической энергии (в случае если поставщик (покупатель) электрической энергии и мощности в соответствии с законодательством Российской Федерации обязан оплачивать такие услуги) и договор оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике (если он относится к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике), а также иные договоры, предусмотренные подпунктом 3 пункта 40 и пунктом 41 настоящих Правил, и уведомляет организацию коммерческой инфраструктуры о заключении указанных договоров в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. При этом договор оказания услуг по передаче электрической энергии может быть заключен самостоятельно лицом, владеющим на праве собственности или на ином законном основании генерирующим или энергопринимающим оборудованием, в отношении которого соответствующим субъектом оптового рынка зарегистрирована группа точек поставки.

Договор оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике может содержать отлагательные условия, предусматривающие, что права и обязанности по такому договору возникают со дня начала поставки (покупки) электрической энергии и мощности субъектом оптового рынка в соответствующей группе точек поставки на оптовом рынке.

В случае если за субъектом оптового рынка зарегистрирована группа точек поставки в отношении генерирующего или энергопринимающего оборудования, принадлежащего другому лицу на праве собственности или на ином законном основании, такой субъект участвует в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с использованием зарегистрированных за ним групп точек поставки после заключения указанным лицом договора оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике (если такое лицо относится к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию системным оператором при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике).

С использованием условных групп точек поставки субъекты оптового рынка участвуют только в торговле мощностью. Для участия в торговле электрической энергией и мощностью субъекты оптового рынка должны зарегистрировать группу точек поставки в отношении генерирующего оборудования, которое было отнесено к условной группе точек поставки, заключить обязательные для участников оптового рынка договоры и совершить иные действия для осуществления поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Совершение субъектом оптового рынка, получившим оферту о заключении необходимого для поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке договора или соглашения, фактических действий по выполнению определенных в ней условий в срок, установленный для ее акцепта, считается ее акцептом.

27. Купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам), установленным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, а также в соответствии с принятыми указанным органом решениями об определении при формировании сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии и (или) мощности в рамках ЕЭС России по субъектам Российской Федерации (далее - прогнозный баланс) прогнозных объемов продажи (покупки) электрической энергии и (или) мощности по регулируемым ценам (тарифам) в зарегистрированных в соответствии с настоящими Правилами группах точек поставки осуществляется следующими субъектами оптового рынка:

гарантирующие поставщики, энергосбытовые и энергоснабжающие организации, к числу покупателей электрической энергии и мощности которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей;

покупатели электрической энергии и мощности, определенные настоящими Правилами и функционирующие на территориях ценовых зон оптового рынка согласно приложению N 3;

субъекты оптового рынка, группы точек поставки которых расположены в неценовых зонах оптового рынка;

производители электрической энергии и мощности, определенные федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в соответствии с критериями, определенными пунктом 62 настоящих Правил, и обязанные заключать в установленном настоящими Правилами порядке договоры купли-продажи (поставки) электрической энергии и (или) мощности с гарантирующими поставщиками, энергосбытовыми и энергоснабжающими организациями, к числу покупателей электрической энергии и мощности которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей, а также с определенными Правительством Российской Федерации субъектами оптового рынка - покупателями электрической энергии и мощности, функционирующими в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков.

Субъекты оптового рынка, не указанные в абзацах втором - пятом настоящего пункта, могут осуществлять покупку (поставку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке не ранее даты вступления в силу принятых в отношении них по соответствующим группам точек поставки (в том числе условным) решений федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов по определению прогнозных объемов производства (потребления) электрической энергии и мощности при условии выполнения требований пунктов 23 - 26 настоящих Правил.

Субъекты оптового рынка вправе осуществлять покупку (поставку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в 2011 году с любой даты в течение срока действия соответствующих решений федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов, но не ранее первого числа месяца, следующего за месяцем, в течение которого были выполнены требования пунктов 23-26 настоящих Правил.

28. Организации, которые приобрели, в том числе в порядке правопреемства, энергопринимающие устройства (генерирующее оборудование) и (или) право покупки электрической энергии и мощности в отношении энергопринимающих устройств (право продажи производимой на генерирующем оборудовании электрической энергии и мощности), ранее принадлежавшие субъекту оптового рынка, в отношении которых были зарегистрированы группы точек поставки на оптовом рынке, получают статус субъектов оптового рынка и осуществляют куплю-продажу электрической энергии и мощности в порядке, установленном настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, с использованием:

соответствующей группы точек поставки, зарегистрированной за субъектом оптового рынка, которому ранее принадлежали указанные энергопринимающие устройства (генерирующее оборудование) и (или) право покупки электрической энергии и мощности в отношении энергопринимающих устройств (право продажи производимой на генерирующем оборудовании электрической энергии и мощности);

системы коммерческого учета, имеющейся в этих группах точек поставки;

регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию и (или) мощность и балансовых решений, принятых в отношении субъекта оптового рынка, которому ранее принадлежали указанные энергопринимающие устройства (генерирующее оборудование) и (или) право покупки электрической энергии и мощности в отношении энергопринимающих устройств (право продажи производимой на генерирующем оборудовании электрической энергии и мощности).

Указанные организации предоставляют организации коммерческой инфраструктуры документы, подтверждающие соответствие систем коммерческого учета требованиям, установленным настоящими Правилами, и в случае их несоответствия этим требованиям приводят их в соответствие в течение 6 месяцев с даты получения такими организациями статуса субъекта оптового рынка и начала покупки (поставки) электрической энергии и мощности в соответствующих группах точек поставки.

Указанные положения применяются, если состав указанной группы точек поставки остается неизменным в момент передачи прав на энергопринимающие устройства (генерирующее оборудование) и (или) права покупки электрической энергии и мощности в отношении энергопринимающих устройств (права продажи производимой на генерирующем оборудовании электрической энергии и мощности).

29. Организация, являющаяся субъектом оптового рынка, которой присвоен статус гарантирующего поставщика в соответствии с установленным Основными положениями функционирования розничных рынков порядком смены гарантирующего поставщика, начинает с даты присвоения ей статуса гарантирующего поставщика участвовать в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с использованием групп точек поставки предыдущего гарантирующего поставщика, соответствующих зоне его деятельности, в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Если организация, которой присвоен статус гарантирующего поставщика в соответствии с установленным Основными положениями функционирования розничных рынков порядком смены гарантирующего поставщика, не является субъектом оптового рынка, она приобретает статус субъекта оптового рынка с даты присвоения ей статуса гарантирующего поставщика и начинает участвовать в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с использованием групп точек поставки предыдущего гарантирующего поставщика, соответствующих зоне его деятельности, в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Организация, которой присвоен статус гарантирующего поставщика, предоставляет организации коммерческой инфраструктуры документы, подтверждающие соответствие систем коммерческого учета, ранее использовавшихся предыдущим гарантирующим поставщиком, требованиям, установленным настоящими Правилами, и в случае несоответствия этим требованиям приводит их в соответствие в течение 6 месяцев с даты присвоения статуса гарантирующего поставщика.

До окончания текущего периода регулирования организация, которой присвоен статус гарантирующего поставщика, участвует в торговле на оптовом рынке с применением регулируемых цен (тарифов) и балансовых решений, принятых в отношении организации, лишенной статуса гарантирующего поставщика.

30. Организация, осуществлявшая функции гарантирующего поставщика до даты присвоения в соответствии с основными положениями функционирования розничных рынков статуса гарантирующего поставщика иной организации, утрачивает право использовать для определения обязательств на оптовом рынке группы точек поставки, соответствующие зоне деятельности гарантирующего поставщика, с даты начала участия нового гарантирующего поставщика в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в соответствующих группах точек поставки.

31. Субъекты электроэнергетики, владеющие на праве собственности или ином законном основании объектом или объектами по производству электрической энергии и мощности, которые присоединены к ЕЭС России и установленная генерирующая мощность каждого из которых равна или превышает 25 МВт, в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" реализуют производимые электрическую энергию и мощность только на оптовом рынке, за исключением случаев, предусмотренных настоящими Правилами.

Указанные субъекты электроэнергетики реализуют производимые электрическую энергию и мощность не только на оптовом рынке до 1 января 2012 г. в случае, если до 1 января 2011 г. они осуществляли продажу (поставку) электрической энергии и мощности, произведенной на соответствующем объекте (объектах), на розничных рынках электрической энергии.

32. Субъекты электроэнергетики, указанные в пункте 31 настоящих Правил, реализуют производимые электрическую энергию и мощность не только на оптовом рынке в случае, если одновременно соблюдаются следующие условия:

электрическая энергия вырабатывается на принадлежащем на праве собственности или ином законном основании объекте или объектах по производству электрической энергии и мощности, которые присоединены к ЕЭС России и установленная генерирующая мощность каждого из которых равна или превышает 25 МВт, с использованием в качестве основного топлива нефтяного (попутного) газа и (или) продуктов его переработки, доменного, коксового, конвертерного газов, масляных смесей, каменноугольной смолы, отходящего тепла технологического оборудования, являющихся побочными продуктами основного промышленного производства такого субъекта;

производимая на указанном объекте (объектах) электрическая энергия используется преимущественно для удовлетворения собственных производственных нужд на объектах основного промышленного производства субъекта электроэнергетики, которые непосредственно технологически соединены с объектом (объектами) по производству электрической энергии и мощности, а также с объектами электросетевого хозяйства, принадлежащими данному субъекту электроэнергетики;

указанный объект (объекты) по производству электрической энергии связан с объектами основного промышленного производства технологическим процессом таким образом, что работа основного промышленного производства в долгосрочном периоде невозможна или ограничена в условиях прекращения функционирования объекта (объектов) по производству электрической энергии;

объем производства электрической энергии в среднем в календарном месяце предыдущего года за час таким объектом (объектами) не превышает объем потребления электрической энергии объектами основного промышленного производства данного субъекта электроэнергетики более чем на 25 МВт.

33. Субъекты электроэнергетики, указанные в пункте 31 настоящих Правил, реализуют производимые электрическую энергию и мощность не только на оптовом рынке в случае, если одновременно соблюдаются следующие условия:

электрическая энергия, производимая на принадлежащих данному субъекту на праве собственности или ином законном основании объекте и (или) объектах, которые присоединены к ЕЭС России и установленная генерирующая мощность каждого из которых равна или превышает 25 МВт, используется преимущественно для удовлетворения собственных производственных нужд на объектах основного промышленного производства субъекта электроэнергетики, которые непосредственно технологически соединены с объектом (объектами) по производству электрической энергии и мощности объектами электросетевого хозяйства, принадлежащими такому субъекту электроэнергетики;

менее 40 процентов объема потребления электрической энергии, соответствующего величине присоединенной мощности объектов основного производства указанного субъекта электроэнергетики, может быть обеспечено за счет производства электрической энергии на ином объекте (объектах) по производству электрической энергии и мощности, не принадлежащем такому субъекту;

объем производства электрической энергии в среднем в календарном месяце предыдущего года за час таким объектом (объектами) не превышает объем потребления электрической энергии объектами основного промышленного производства данного субъекта электроэнергетики более чем на 25 МВт.

34. В случае если организация владеет на праве собственности или ином законном основании генерирующим объектом, соответствующим указанным в подпункте 1 пункта 23 настоящих Правил количественным характеристикам, соединенным с энергопринимающими устройствами непосредственно или с использованием принадлежащих указанной организации объектов электросетевого хозяйства и полностью или частично обеспечивающим потребление электрической энергии (мощности) такими энергопринимающими устройствами, если при этом такие энергопринимающие устройства не отнесены к группе точек поставки иного участника оптового рынка, или обладает правом распоряжения производимой на этом объекте электрической энергией и (или) мощностью, такая организация может оформить в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке статус участника с регулируемым потреблением, не регистрируя отдельные группы точек поставки в отношении указанного генерирующего объекта. Данное положение не распространяется на указанные в пункте 31 настоящих Правил организации, которые в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" обязаны реализовывать электрическую энергию и мощность, производимые на принадлежащих им объектах по производству электрической энергии и мощности, только на оптовом рынке.

35. Субъекты оптового рынка регулярно представляют в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка организации коммерческой инфраструктуры документы, подтверждающие соответствие требованиям к субъектам оптового рынка, установленным настоящими Правилами.

Субъект оптового рынка при изменении параметров, исходя из которых определены группы точек поставки указанного субъекта, согласовывает изменение групп точек поставки с системным оператором и организацией коммерческой инфраструктуры. При этом измененные группы точек поставки регистрируются за субъектом оптового рынка в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

До даты регистрации измененных групп точек поставки субъекта оптового рынка используются группы точек поставки, ранее зарегистрированные за субъектом оптового рынка.

36. В случае выявления нарушения участником оптового рынка требований пунктов 23-27 настоящих Правил (с учетом пунктов 28 и 29 настоящих Правил) организация коммерческой инфраструктуры предупреждает его о необходимости устранения такого нарушения.

В случае прекращения по основаниям, предусмотренным гражданским законодательством Российской Федерации, заключаемых в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил для осуществления поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке договоров и соглашений с участником оптового рынка, поставка (покупка) электрической энергии и мощности на оптовом рынке в отношении такого участника прекращается в связи с наступлением отменительного условия ее осуществления, за исключением случаев, когда указанные обстоятельства обусловлены уклонением от заключения (продления) таких договоров и соглашений со стороны организаций, оказывающих соответствующие услуги, или наличием связанных с этим неурегулированных и переданных в суд разногласий по условиям данных договоров.

Прекращение участия субъекта оптового рынка в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке не влечет прекращения договора оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению и договоров оказания иных услуг, если иное не предусмотрено соответствующим договором и если этот договор не прекращается в связи с невозможностью исполнения предусмотренных им обязательств, вызванной прекращением участия в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке.

37. Решение об исключении из реестра субъектов оптового рынка принимает наблюдательный совет совета рынка в порядке, установленном настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в случае:

неоднократного нарушения организацией настоящих Правил, в том числе в виде неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательств по оплате электрической энергии, мощности и (или) услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике за 2 расчетных периода по соответствующим договорам или нарушения требования о предоставлении обеспечения исполнения обязательств по оплате электрической энергии и (или) мощности в размере, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

прекращения обязательств по заключенному данной организацией договору о присоединении к торговой системе оптового рынка;

отсутствия зарегистрированных за данным участником групп точек поставки на оптовом рынке;

прекращения у организации статуса гарантирующего поставщика, если она перестает соответствовать требованиям, предъявляемым к субъектам оптового рынка;

ликвидации данной организации в соответствии с законодательством Российской Федерации;

поступления от субъекта оптового рынка заявления об исключении его из реестра субъектов оптового рынка.

38. В течение 3 дней с даты принятия решения об исключении организации из реестра субъектов оптового рынка и (или) прекращения в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке в отношении соответствующей организации организация коммерческой инфраструктуры уведомляет об этом:

организацию, в отношении которой принято такое решение;

федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов;

федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса;

орган исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, который в установленном законодательством Российской Федерации порядке предпринимает меры, необходимые для перехода потребителей, обслуживаемых на розничном рынке организацией, в отношении которой принято такое решение, на обслуживание к гарантирующему поставщику в случае, если покупатель является гарантирующим поставщиком, энергоснабжающей или энергосбытовой организацией.

39. Решение об исключении организации - покупателя электрической энергии и мощности из реестра субъектов оптового рынка и (или) прекращении в отношении нее в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке вступает в силу в сроки, необходимые для заключения такой организацией либо обслуживаемыми ею потребителями договоров энергоснабжения (договоров купли-продажи (поставки) электрической энергии и (или) мощности) на розничном рынке в установленном законодательством Российской Федерации порядке, но не позднее 60 календарных дней с даты принятия такого решения.

40. Существенными условиями договора о присоединении к торговой системе оптового рынка и регламентов оптового рынка являются:

1) права и обязанности сторон договора о присоединении к торговой системе оптового рынка и порядок их взаимодействия;

2) содержание и порядок оплаты услуг, предоставляемых организацией коммерческой инфраструктуры участникам оптового рынка, с учетом требований нормативных правовых актов, регулирующих доступ к услугам организации коммерческой инфраструктуры;

3) виды договоров, заключаемых на оптовом рынке для обеспечения купли-продажи электрической энергии и (или) мощности, к числу которых могут быть отнесены договоры оказания услуг, связанных с организацией торговли и расчетов на оптовом рынке, а также состав и порядок совершения действий, необходимых для осуществления поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке;

4) взаимная ответственность сторон по принятым на себя обязательствам;

5) основания, условия и порядок внесения изменений и (или) дополнений в договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, включая процедуру рассмотрения соответствующих изменений организацией коммерческой инфраструктуры;

6) технические параметры систем связи, обеспечивающих передачу данных системному оператору, этапы и сроки введения в действие этих требований, начиная с минимально допустимых (наличие телефонной (голосовой) связи и возможности немедленной передачи системному оператору данных об активной (реактивной) мощности объектов по производству электрической энергии (энергопринимающих устройств участников с регулируемым потреблением), спецификация оборудования, по которому должна передаваться информация, число каналов связи, их пропускная способность, а также состав передаваемой информации;

7) процедура регулярного представления субъектами оптового рынка организации коммерческой инфраструктуры документов, подтверждающих соответствие требованиям к субъектам оптового рынка, установленным настоящими Правилами, а также процедура проверки представленных документов, порядок предоставления участниками оптового рынка организациям коммерческой инфраструктуры информации, необходимой для проведения расчетов объемов, цен и стоимости электрической энергии и/или мощности, в том числе информации о применяемых ставках налогов (сборов), иных обязательных платежах, статистической информации;

8) порядок согласования и регистрации групп точек поставки (в том числе условных) и их отнесения к узлам расчетной модели;

9) порядок учета информации об отнесении групп точек поставки к узлам расчетной модели, полученной от организаций технологической инфраструктуры оптового рынка, при организации функционирования торговой системы оптового рынка;

10) процедура организации подачи и приема заявок участников оптового рынка, включающая в том числе:

процедуру представления системному оператору уведомлений о максимальных почасовых объемах покупки электрической энергии покупателей и (или) о параметрах и готовности генерирующих объектов поставщиков к работе;

процедуру представления организацией коммерческой инфраструктуры информации о максимальных ценах, указываемых в ценовых заявках на продажу электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед и в конкурентном отборе заявок для балансирования системы;

процедуру передачи системным оператором организации коммерческой инфраструктуры информации о максимальных почасовых объемах покупки электрической энергии покупателями и (или) о готовности генерирующих объектов поставщиков к работе;

процедуру передачи организацией коммерческой инфраструктуры системному оператору информации о максимальных ценах, указываемых в ценовых заявках на продажу электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед и в конкурентном отборе заявок для балансирования системы;

11) процедура организации заключения и обеспечения исполнения договоров, на основании которых осуществляется купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке;

12) порядок функционирования системы гарантий исполнения обязательств, включая процедуру определения размера и порядок предоставления обеспечения исполнения обязательств по оплате электрической энергии и мощности на оптовом рынке;

13) процедура конкурентного отбора ценовых заявок на покупку (продажу) электрической энергии, определения равновесных цен на электрическую энергию и планового почасового потребления (производства), а также объемов электрической энергии, расчеты за которые осуществляются по этим ценам, включающая:

порядок взаимодействия организации коммерческой инфраструктуры и системного оператора;

математическую модель централизованного расчета равновесных цен на электрическую энергию, объемов электрической энергии, расчеты за которые осуществляются по этим ценам, и планового почасового производства (потребления), формируемых в результате конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед;

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

порядок учета регулируемых договоров и свободных договоров при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед;

перечень сведений, предоставляемых участникам оптового рынка системным оператором и организацией коммерческой инфраструктуры по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед;

условия проведения постоянного мониторинга темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в каждой ценовой зоне оптового рынка;

порядок определения часов, используемых при осуществлении мониторинга темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию путем учета рассчитанных в отношении их равновесных цен при определении средневзвешенной равновесной цены на электрическую энергию в 3-дневном и 7-дневном периоде в ценовой зоне оптового рынка;

порядок расчета средневзвешенной равновесной цены на электрическую энергию по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в ценовой зоне оптового рынка за 3-дневный и (или) 7-дневный период в целях мониторинга темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в этой ценовой зоне;

порядок определения доли объема планового почасового потребления электрической энергии (с учетом экспортного объема), используемой в случае введения особого режима расчета цен на электрическую энергию;

порядок расчета стоимости электрической энергии в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике;

14) условия и порядок определения покупателей и поставщиков электрической энергии и (или) мощности по регулируемым договорам;

15) особенности организации торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в неценовых зонах оптового рынка, в том числе касающиеся системы договоров, обеспечивающих куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке на указанных территориях;

16) процедура изменения технологических режимов работы объектов электроэнергетики исходя из требования минимизации совокупной стоимости отклонений, включающая в себя:

процедуру проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы;

математическую модель централизованного расчета индикаторов стоимости, цен для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов и диспетчерских объемов электрической энергии, формируемых в результате конкурентного отбора заявок для балансирования системы;

порядок взаимодействия организации коммерческой инфраструктуры и системного оператора для обеспечения запланированных технологических режимов;

установление критериев минимизации стоимости отклонений;

перечень сведений о фактических параметрах управления режимами, передаваемых системным оператором организации коммерческой инфраструктуры и участникам оптового рынка;

порядок определения стоимости отклонений для участников оптового рынка, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности на основании заключенных с системным оператором договоров;

17) особенности коммерческого учета, касающиеся:

технических требований к средствам измерений, используемым участниками оптового рынка, а также контроля за их исполнением;

порядка сбора данных коммерческого учета;

порядка расчета фактических объемов производства (потребления) электрической энергии в группах точек поставки каждого участника за расчетный период;

18) порядок определения обязательств участников оптового рынка по покупке (поставке) мощности, включающий в себя:

порядок проведения аттестации генерирующего оборудования по объему и по техническим параметрам, в том числе порядок проведения тестирования генерирующего оборудования;

порядок определения объема мощности, фактически поставленной на оптовый рынок за расчетный период;

процедуру и сроки проведения долгосрочных и корректировочных конкурентных отборов мощности;

порядок взаимодействия организации коммерческой инфраструктуры оптового рынка и системного оператора в ходе организации и проведения конкурентных отборов мощности;

информацию о проведении конкурентных отборов мощности, а также порядок ее опубликования системным оператором;

порядок представления системному оператору ценовых заявок на продажу мощности и требования к включаемым в заявку сведениям о генерирующем объекте, в том числе перечень технических параметров генерирующих объектов, указываемых в ценовой заявке на продажу мощности, и форму такой ценовой заявки;

порядок расчета формируемых по результатам конкурентных отборов мощности цен на мощность, учета технических параметров генерирующего оборудования и определения отобранных по результатам конкурентных отборов мощности объемов мощности;

процедуру определения и объявления (опубликования) системным оператором результатов конкурентных отборов мощности;

порядок определения (изменения) объема мощности, подлежащего покупке на оптовом рынке по договорам, предусмотренным подпунктами 7 и 10 пункта 4 настоящих Правил, в случае изменения субъектного состава оптового рынка;

критерии формирования групп зон свободного перетока;

перечень договоров и соглашений, заключаемых субъектом оптового рынка для участия в конкурентном отборе мощности, и процедура организации их заключения;

порядок учета объемов мощности (электрической энергии и мощности), продаваемой по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности), при определении обязательств продавцов и покупателей мощности по ее поставке и оплате;

порядок купли-продажи электрической энергии и мощности генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме;

порядок осуществления системным оператором контроля за своевременной и надлежащей реализацией инвестиционных программ строительства генерирующих объектов, с использованием которых осуществляется торговля мощностью на оптовом рынке;

процедуру регистрации свободных договоров купли-продажи электрической энергии и (или) мощности, в том числе заключаемых в ходе биржевых торгов;

требования к порядку заключения свободных договоров купли-продажи электрической энергии и (или) мощности в ходе биржевых торгов и определения цены в таких договорах, иным условиям организации биржевых торгов, а также к порядку информационного взаимодействия товарной биржи с организацией коммерческой инфраструктуры;

19) порядок определения требований и обязательств участников оптового рынка по покупке (продаже) электрической энергии и мощности с использованием каждого из предусмотренных настоящими Правилами способов;

20) порядок проведения расчетов на оптовом рынке (в том числе порядок расчетов по регулируемым договорам), предусматривающий в том числе удовлетворение требований системного оператора по оплате оказываемых им услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части обеспечения надежности функционирования электроэнергетики путем организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей до исполнения участниками оптового рынка обязательств по оплате электрической энергии и мощности и оплате услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка;

21) порядок применения мер ответственности за неисполнение обязательств по оплате электрической энергии и мощности и иных обязательных платежей на оптовом рынке, порядок исключения из реестра субъектов оптового рынка, а также исключения групп точек поставки из состава групп точек поставки участника оптового рынка;

22) порядок предоставления информации субъектами оптового рынка в рамках информационного взаимодействия субъектов оптового рынка и федерального антимонопольного органа в целях выявления случаев манипулирования ценами на оптовом рынке электрической энергии и мощности;

23) порядок осуществления контроля за соблюдением участниками оптового рынка, организациями коммерческой инфраструктуры и организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью настоящих Правил;

24) основания и порядок принятия советом рынка оптового рынка решений о применении к участникам оптового рынка мер ответственности за нарушение настоящих Правил и регламентов оптового рынка;

25) порядок разрешения споров между субъектами оптового рынка, который может предусматривать процедуру досудебного урегулирования споров;

26) особенности покупки электрической энергии и мощности для собственных и (или) хозяйственных нужд электростанций, включающий в себя порядок определения объемов потребления электрической энергии и мощности для собственных и (или) хозяйственных нужд электростанций;

27) особенности участия в торговле на оптовом рынке организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью;

28) особенности и порядок торговли электрической энергией и (или) мощностью в ценовых зонах оптового рынка (в том числе особенности формирования цен покупки и продажи электрической энергии и (или) мощности) в объемах, обусловленных необходимостью технологического обеспечения совместной работы ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных государств;

29) особенности купли-продажи электрической энергии и (или) мощности в ценовых зонах оптового рынка в целях осуществления экспортно-импортных операций с иностранными энергосистемами;

30) особенности осуществления торговли электрической энергией и (или) мощностью в отношении объектов электроэнергетики, технологически связанных с ЕЭС России и работающих с частотой электрического тока, отличной от частоты электрического тока в ЕЭС России (далее - несинхронный режим);

31) особенности купли-продажи электрической энергии и (или) мощности, перемещаемых между ценовыми зонами или между неценовыми и ценовыми зонами оптового рынка через энергетические системы иностранных государств, в том числе особенности определения соответствующих объемов и цен;

32) особенности продажи электрической энергии и мощности, производимых в период проведения испытаний и (или) комплексного опробования генерирующего оборудования;

33) порядок предоставления организациями коммерческой инфраструктуры федеральному органу исполнительной власти в области регулирования тарифов информации, необходимой для мониторинга цен.

Условия договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в части, касающейся оказания услуг организациями, обеспечивающими функционирование технологической инфраструктуры, определяются по согласованию с соответствующими организациями технологической инфраструктуры.

41. Совет рынка разрабатывает стандартные формы регулируемых договоров, договоров, обеспечивающих куплю-продажу электрической энергии по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и конкурентного отбора заявок для балансирования системы, договоров, обеспечивающих покупку электрической энергии и мощности в целях компенсации потерь электрической энергии и обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных государств, договоров, обеспечивающих куплю-продажу мощности, в том числе по результатам конкурентных отборов ценовых заявок на продажу мощности, договоров, обеспечивающих куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке в неценовых зонах оптового рынка, договоров оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части обеспечения надежного функционирования электроэнергетики путем организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей, договоров, предусмотренных подпунктами 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил.

42. В целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии на оптовом рынке осуществляется торговля мощностью - особым товаром, продажа которого влечет возникновение у участника оптового рынка обязательства по поддержанию принадлежащего ему на праве собственности или на ином законном основании генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии, в том числе путем проведения необходимых для этого ремонтов генерирующего оборудования, и возникновение соответствующего указанному обязательству у иных участников оптового рынка права требовать его надлежащего исполнения в соответствии с условиями заключенных договоров купли-продажи (поставки) мощности.

Исполнение обязательства поставщика по продаже (поставке) мощности и передача мощности поставщиком покупателю, а также исполнение покупателем обязательства по приему мощности от поставщика осуществляются в объеме, фактически поставленном данным поставщиком на оптовый рынок, с учетом выполнения поставщиком установленных настоящими Правилами требований к готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии.

Факт поставки мощности поставщиком покупателю и принятия мощности покупателем от поставщика в течение расчетного периода, а также объем поставленной и подлежащей оплате мощности удостоверяются путем составления и подписания уполномоченными представителями поставщика и покупателя по итогам поставки мощности за истекший расчетный период акта приема-передачи мощности на основании полученного от системного оператора подтверждения объема мощности, фактически поставленной на оптовый рынок данным поставщиком. Порядок составления указанного акта, а также его форма устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

43. Предельный объем поставки мощности на оптовый рынок в отношении генерирующего оборудования определяется по результатам аттестации этого генерирующего оборудования (далее - аттестация генерирующего оборудования по объему), осуществляемой системным оператором в порядке, определенном настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Предельный объем поставки мощности по результатам аттестации в отношении генерирующего оборудования, включенного в прогнозный баланс на 2009 год, а также введенного в эксплуатацию и прошедшего аттестацию до 31 декабря 2009 г., определяется до 2014 года равным объему установленной мощности этого оборудования, учтенному в прогнозном балансе на декабрь 2009 г., за исключением случаев, когда предельный объем поставки мощности в соответствии с настоящими Правилами был определен на основании аттестации по результатам тестирования генерирующего оборудования.

Предельный объем поставки мощности по результатам аттестации в отношении указанного генерирующего оборудования на 2014 год и каждый следующий календарный год определяется в объеме, равном максимальному за 2 предшествующих календарных года объему фактического производства электрической энергии за 1 час, если такой объем не определен на основании аттестации по результатам тестирования или если такое тестирование не проводилось в течение 3 и более лет. Максимальное за 2 предшествующих календарных года значение объема фактического производства электрической энергии за 1 час ежегодно рассчитывается организацией коммерческой инфраструктуры и передается системному оператору не позднее 1 декабря.

Предельный объем поставки мощности генерирующих объектов, при эксплуатации которых допускается изменение места их расположения (перемещение) в электроэнергетической системе (мобильные (передвижные) генерирующие объекты), в период их перемещения признается равным нулю. При этом в течение срока, необходимого для перемещения таких объектов, но не более чем на 3 месяца со дня начала перемещения объекта, согласованного системным оператором, в отношении собственников таких объектов не применяются штрафные санкции за непоставку мощности, установленные в соответствии с разделом VIII настоящих Правил.

44. Для вводимого в эксплуатацию после 1 января 2010 г. генерирующего оборудования, а также в случае изменения установленной мощности генерирующего оборудования в результате изменения указанных в паспорте энергетического оборудования установленной мощности и (или) технических характеристик, обеспечивающих выдачу мощности, модернизации, реконструкции, технического перевооружения или вывода из эксплуатации, и (или) изменения аттестованных технических параметров генерирующего оборудования на основании документов, содержащих результаты испытаний и (или) комплексного опробования генерирующего оборудования, и (или) иных документов и сведений, перечень которых устанавливается договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, а также при невыполнении непрерывно в течение более 6 месяцев участником оптового рынка обязательств, предусмотренных подпунктом 3 пункта 48 и подпунктами 3, 4, 6-9 пункта 50 настоящих Правил, и в случае изменения установленной мощности генерирующего оборудования в результате действия обстоятельств непреодолимой силы предельный объем поставки мощности определяется на основании аттестации по результатам тестирования, проводимого системным оператором в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Для генерирующего оборудования, не отобранного при конкурентном отборе мощности по причине несоответствия предусмотренным настоящими Правилами минимальным техническим требованиям и отнесенного в установленном порядке к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, поставка мощности осуществляется при условии аттестации данного оборудования по результатам тестирования, выполненного не более чем за 12 месяцев до начала месяца поставки, а также выполнения требований, установленных пунктом 114 настоящих Правил.

45. Системный оператор при проведении аттестации генерирующего оборудования по объему также осуществляет аттестацию генерирующего оборудования по параметрам в следующем порядке.

При аттестации генерирующего оборудования по параметрам системный оператор в порядке, установленном настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, определяет значения технических параметров генерирующего оборудования и соответствие этих значений параметрам, указанным в договоре, по которому соответствующий поставщик осуществляет продажу мощности. Если при аттестации генерирующего оборудования по параметрам системным оператором было установлено несоответствие значения одного или нескольких параметров параметрам, указанным в договоре, предельный объем поставки мощности такого генерирующего оборудования устанавливается равным нулю (оборудование признается неаттестованным).

Изменение предельного объема поставки мощности осуществляется по результатам аттестации и учитывается при проведении на оптовом рынке расчета объемов и стоимости мощности, поставляемой начиная с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором системным оператором было установлено такое изменение и соответствующие данные были переданы им организации коммерческой инфраструктуры в порядке и в сроки, предусмотренные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Условия и порядок проведения аттестации генерирующего оборудования, установленные в соответствии с нормативными правовыми актами, принятыми после заключения договора, предусмотренного подпунктом 10 пункта 4 настоящих Правил (за исключением договоров купли-продажи (поставки) мощности новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций), не применяются к отношениям, связанным с аттестацией генерирующего оборудования, мощность которого поставляется на основании указанного договора, в течение срока действия договора.

46. Для проведения тестирования поставщик представляет в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка системному оператору документы, подтверждающие ввод указанного генерирующего оборудования в эксплуатацию, документы, содержащие результаты испытаний и (или) комплексного опробования генерирующего оборудования, предусмотренного правовыми актами, устанавливающими правила технической эксплуатации электрических станций и сетей, а также иные предусмотренные указанным договором документы и сведения.

47. В целях поставки на оптовом рынке мощности в объеме, равном предельному объему поставки мощности, определенному по итогам аттестации, участники оптового рынка обязаны поддерживать относящееся к их группам точек поставки генерирующее оборудование в состоянии готовности к выработке электрической энергии в соответствии с требованиями настоящего раздела. При невыполнении указанных требований объем мощности, поставленный на оптовый рынок, определяется в соответствии с пунктом 51 настоящих Правил.

48. Генерирующее оборудование признается готовым к выработке электрической энергии, если:

1) системным оператором подтверждено, что обеспечена возможность использования генерирующего оборудования:

при общем первичном регулировании частоты;

при регулировании реактивной электрической мощности;

при вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности, если это оборудование расположено на гидроэлектростанциях, а также при автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности, если это оборудование расположено на гидроэлектростанциях установленной мощностью более 100 МВт;

2) системным оператором подтверждено, что в отношении генерирующего оборудования участником оптового рынка выполнены технические требования к системе связи, обеспечивающей обмен данными с системным оператором, в соответствии с этапами и сроками введения в действие этих требований, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

3) участником оптового рынка обеспечена работа генерирующего оборудования в соответствии с заданным системным оператором технологическим режимом работы генерирующих объектов, включая соблюдение максимальных почасовых значений мощности генерирующего оборудования, минимальных почасовых значений мощности и параметров маневренности в отношении энергоблоков электростанции, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при участии в суточном регулировании и времени включения в сеть генерирующего оборудования, а также иных параметров, которые должны соблюдаться в соответствии с настоящими Правилами и (или) условиями заключенных договоров купли-продажи (поставки) мощности.

49. Условия использования генерирующего оборудования при общем первичном регулировании частоты и регулировании реактивной мощности, использования гидроэлектростанций при вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, а также условия обеспечения участником оптового рынка работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным системным оператором технологическим режимом работы генерирующих объектов, в том числе значения параметров маневренности генерирующего оборудования, определяются системным оператором в соответствии с правовыми актами, устанавливающими правила технической эксплуатации электрических станций, техническими регламентами и стандартами, в том числе для атомных электростанций - техническими регламентами, устанавливающими нормы безопасной эксплуатации генерирующего оборудования атомных электростанций, а до вступления технических регламентов в силу - утвержденными в установленном порядке обязательными требованиями к эксплуатации генерирующего оборудования атомных электростанций.

При определении условий использования гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт при автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности предусматривается поэтапное применение таких условий в соответствии с количественными параметрами и территориальным размещением генерирующего оборудования, установленными в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

50. Условия обеспечения участником оптового рынка работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным системным оператором режимом исполняются, если каждый час в отношении каждой единицы генерирующего оборудования выполняются следующие требования:

1) согласованный в установленном порядке с системным оператором на данный час ремонт не приводит к превышению определенного до начала года совокупного срока ремонтов на данный год, согласованных в установленном порядке с системным оператором;

2) отсутствуют технологические ограничения на производство или выдачу в сеть электрической энергии и (или) мощности;

3) мощность генерирующего оборудования, указываемая в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования, подаваемых системному оператору в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил, соответствует предельному объему поставки мощности генерирующего оборудования участника оптового рынка, уменьшенному на объем мощности генерирующего оборудования, выведенного в ремонт, согласованный в установленном порядке с системным оператором, с учетом величины технологических ограничений на производство или подачу в сеть электрической энергии и (или) мощности, а минимальная мощность блочного генерирующего оборудования, указываемая в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования, подаваемых системному оператору в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил, соответствует минимальному значению мощности генерирующего оборудования, согласованному системным оператором;

4) значения параметров генерирующего оборудования, указываемые в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования, подаваемых системному оператору в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил, соответствуют значениям параметров, установленным системным оператором, в том числе при аттестации по параметрам, с учетом оборудования, выведенного в согласованный в установленном порядке с системным оператором ремонт;

5) объем электрической энергии, предлагаемый в ценовой заявке на продажу электрической энергии, поданной участником оптового рынка для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в отношении каждого часа суток, соответствует объему электрической энергии, вырабатываемому с соблюдением максимального значения мощности генерирующего оборудования, определенного системным оператором в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил;

6) максимальное значение мощности генерирующего оборудования не уменьшалось, а минимальное значение мощности блочного генерирующего оборудования не увеличивалось по сравнению с величиной, указываемой в подаваемых системному оператору в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил уведомлениях о составе и параметрах генерирующего оборудования или согласованной в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с системным оператором;

7) участником оптового рынка соблюден действующий (актуальный) для данного часа состав выбранного системным оператором генерирующего оборудования, что подтверждается системным оператором;

8) участником оптового рынка соблюдены параметры выбранного системным оператором генерирующего оборудования, что подтверждается в том числе отсутствием допущенных этим участником по собственной инициативе отклонений объемов фактического производства электрической энергии от плановых в соответствующей группе точек поставки на величину более 15 МВт х ч и величину, соответствующую выработке электрической энергии с использованием 5 процентов установленной мощности соответствующего генерирующего оборудования;

9) участником оптового рынка соблюдены требования к режиму выработки электрической энергии в ЕЭС России, что подтверждается отсутствием зарегистрированных системным оператором и подтвержденных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка случаев неисполнения команд диспетчера системного оператора.

51. С целью подтверждения факта поставки и принятия мощности, а также определения проданного (приобретенного) на оптовом рынке объема мощности системный оператор определяет объем мощности, фактически поставленной на оптовом рынке в соответствующем календарном месяце, в отношении каждого генерирующего объекта по итогам каждого календарного месяца в соответствии с требованиями настоящего пункта и условиями договора о присоединении к торговой системе оптового рынка. Указанный объем мощности определяется с использованием полученных от организации коммерческой инфраструктуры данных коммерческого учета произведенной электрической энергии и сведений об объемах электрической энергии, предлагаемых в ценовых заявках на продажу электрической энергии, поданных участниками оптового рынка для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед. Объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок, рассчитывается системным оператором исходя из предельного объема поставки с учетом выполнения поставщиком условий поддержания генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии.

При выполнении поставщиком всех условий поддержания генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок, признается равным минимальному значению из предельного объема поставки мощности и объема установленной мощности, уменьшенному на объем потребления мощности на собственные и хозяйственные нужды соответствующего генерирующего объекта в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

При невыполнении (частичном невыполнении) поставщиком условий поддержания генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии объем мощности, фактически поставленный на оптовый рынок, признается равным минимальному значению из предельного объема поставки мощности и объема установленной мощности, уменьшенному на объем потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды соответствующего генерирующего объекта в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и на объем недопоставки мощности, определяемый в соответствии с пунктом 52 настоящих Правил.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

52. При невыполнении (частичном невыполнении) поставщиком условий поддержания генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии объем недопоставки мощности определяется системным оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с применением коэффициентов, установленных пунктами 53-55 настоящих Правил.

При наличии одновременно 2 или более оснований для применения указанных коэффициентов объем недопоставки мощности определяется путем суммирования соответствующих объемов недопоставки мощности.

53. В случае если системным оператором подтверждено, что не обеспечена возможность использования генерирующего оборудования участника оптового рынка при общем первичном регулировании частоты в порядке, определенном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, и системным оператором согласовано неучастие генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты, объем недопоставки мощности равен произведению объема мощности генерирующего оборудования, в отношении которого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка зарегистрировано неучастие в общем первичном регулировании частоты, и коэффициента, устанавливаемого в диапазоне от 0,01 до 0,04, за исключением атомных электростанций с реакторными установками на быстрых нейтронах, а также с реакторами большой мощности канальными и до 2016 года с водо-водяными энергетическими реакторами, введенными в промышленную эксплуатацию до 2009 года. В случае если системным оператором не согласовано неучастие генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты, объем недопоставки мощности равен произведению объема мощности генерирующего оборудования, в отношении которого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка зарегистрировано несогласованное неучастие в общем первичном регулировании частоты, и коэффициента, устанавливаемого в диапазоне от 0,04 до 0,08.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

В случае если системным оператором подтверждено, что не обеспечена возможность использования генерирующего оборудования участника оптового рынка при регулировании реактивной мощности вследствие неисполнения участником оптового рынка отданной диспетчером системного оператора диспетчерской команды об изменении технологического режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности либо снижения по инициативе участника оптового рынка диапазона регулирования реактивной мощности, объем недопоставки мощности равен произведению объема мощности такого генерирующего оборудования, определенного в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, устанавливаемого в диапазоне от 0,03 до 0,06.

В случае если системным оператором в порядке, определенном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, подтверждено, что не обеспечена возможность использования генерирующего оборудования, расположенного на гидроэлектростанции, при вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, или в случае неисполнения участником оптового рынка установленных в соответствии с настоящими Правилами требований по участию во вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности генерирующего оборудования гидроэлектростанций при исполнении команды диспетчера системного оператора по изменению активной мощности такого генерирующего оборудования, объем недопоставки мощности равен произведению объема мощности генерирующего оборудования гидроэлектростанций, в отношении которого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка зарегистрировано неисполнение требований, и коэффициента, устанавливаемого в диапазоне от 0,01 до 0,05.

В случае если системным оператором в порядке, определенном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, подтверждено, что не обеспечена возможность использования генерирующего оборудования, расположенного на гидроэлектростанции установленной мощностью более 100 МВт, при автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности в порядке, определенном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, или в случае неисполнения участником оптового рынка установленных в соответствии с настоящими Правилами требований по участию в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности такого генерирующего оборудования в течение заданных системным оператором для этого генерирующего оборудования периодов участия в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, объем недопоставки равен произведению объема мощности генерирующего оборудования гидроэлектростанций, в отношении которого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка зарегистрировано неисполнение требований, и коэффициента, устанавливаемого в диапазоне от 0,01 до 0,05.

В случае если системным оператором в порядке, определенном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, подтверждено, что участником оптового рынка не выполнены технические требования к системе связи, обеспечивающей обмен данными с системным оператором, в соответствии с этапами и сроками введения в действие этих требований, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, объем недопоставки равен произведению предельного объема поставки мощности генерирующего оборудования, в отношении которого в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка зарегистрировано неисполнение требований, и коэффициента, устанавливаемого в диапазоне от 0,02 до 0,1.

54. В случае если участником оптового рынка не обеспечена работа генерирующего оборудования в соответствии с заданным системным оператором технологическим режимом работы генерирующих объектов, включая соблюдение минимального и максимального почасовых значений мощности, параметров маневренности генерирующего оборудования, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при участии в суточном регулировании и времени включения в сеть генерирующего оборудования, объем недопоставки мощности равен:

1) при несоблюдении участником оптового рынка суммарного объема ремонта, согласованного в установленном порядке с системным оператором, в случае если фактический объем ремонта, согласованного с системным оператором при утверждении месячного графика ремонта, а также ремонта, согласованного с системным оператором в иных случаях, определенных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, превышает суммарный объем ремонта, согласованного в установленном порядке системным оператором при утверждении им годового графика ремонта объектов диспетчеризации, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с указанным договором, и коэффициента, установленного в диапазоне от 0,02 до 0,5;

2) при наличии зарегистрированных системным оператором с учетом требований пункта 56 настоящих Правил технологических ограничений на производство или выдачу в сеть электрической энергии в объеме, не превышающем разницу между минимальным значением из предельного объема поставки мощности или объема установленной мощности и значением располагаемой мощности, указанным поставщиком в отношении соответствующего месяца в ценовой заявке на продажу мощности, - произведению среднемесячного почасового объема таких ограничений, зарегистрированных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, равного 1, в объеме, превышающем разницу между предельным объемом поставки мощности и значением располагаемой мощности, указанным поставщиком в отношении соответствующего месяца в ценовой заявке на продажу мощности, - произведению среднемесячного почасового объема такого превышения, и коэффициента, равного 1,05;

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

3) при снижении максимальной мощности генерирующего оборудования, указанной участником оптового рынка в уведомлении о составе и параметрах генерирующего оборудования, поданном в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка системному оператору до начала периода, на который осуществляется выбор состава включенного генерирующего оборудования, и генерирующего оборудования, находящегося в резерве (далее - уведомление в целях выбора состава оборудования) в связи с проведением ремонта этого оборудования, относительно величины предельного объема поставки мощности генерирующего оборудования, уменьшенного на величину мощности генерирующего оборудования, выведенного в ремонт, согласованный в установленном порядке с системным оператором, и величину зарегистрированных системным оператором технологических ограничений на производство или выдачу в сеть электрической энергии, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 0,3 до 2;

4) при увеличении минимальной мощности генерирующего оборудования, указанной участником оптового рынка в уведомлении в целях выбора состава оборудования, относительно величины технического минимума генерирующего оборудования с учетом величины технологических ограничений на производство или выдачу в сеть электрической энергии - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 0,15 до 2;

5) при снижении максимальной мощности генерирующего оборудования, указанной участником оптового рынка в уведомлении о составе и параметрах генерирующего оборудования, поданном в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка системному оператору до начала конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в ценовых зонах оптового рынка или до формирования планового почасового графика производства электрической энергии участниками оптового рынка на предстоящие сутки в неценовых зонах оптового рынка (далее - уведомление на сутки вперед), относительно предельного объема поставки мощности генерирующего оборудования, уменьшенного на величину зарегистрированных системным оператором технологических ограничений на производство или выдачу в сеть электрической энергии и величину мощности генерирующего оборудования, выведенного в ремонт, согласованный в установленном порядке с системным оператором, и указанную в уведомлении в целях выбора состава оборудования, а также при увеличении минимальной мощности генерирующего оборудования, указанной участником оптового рынка в уведомлении на сутки вперед, относительно значения мощности, указанного в уведомлении в целях выбора состава оборудования, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 1 до 4;

6) при уведомлении участником оптового рынка системного оператора в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, об увеличении времени пуска (включения в сеть) генерирующего оборудования относительно установленной нормированной величины указанного параметра - произведению предельного объема поставки мощности такого генерирующего оборудования, среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 1,75 до 5;

7) при несоблюдении участником оптового рынка установленного нормированного времени пуска (включения в сеть) генерирующего оборудования при условии, что участник оптового рынка не уведомил системного оператора в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, - произведению предельного объема поставки мощности такого генерирующего оборудования, среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 3 до 10;

8) при снижении скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования, указанной участником оптового рынка в уведомлении на сутки вперед, относительно номинального значения скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования, - произведению предельного объема поставки мощности такого генерирующего оборудования, среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 0,15 до 4;

9) при несоответствии объема электрической энергии, предложенного в ценовой заявке на продажу электрической энергии, поданной участником оптового рынка для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в отношении каждого часа суток, объему электрической энергии, вырабатываемому с соблюдением максимального значения мощности генерирующего оборудования, определенного системным оператором в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил на основании значений максимальной мощности, указанных в уведомлениях на сутки вперед в отношении соответствующих часов, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 1,3 до 9;

10) при уменьшении максимального часового значения мощности и (или) увеличении минимальной мощности генерирующего оборудования по сравнению с величиной, указанной в уведомлении на сутки вперед, или величиной, согласованной с системным оператором, если участник оптового рынка уведомил системного оператора о таком изменении не позднее чем за 4 часа до часа фактической поставки и если указанное изменение не ведет к возникновению (угрозе возникновения) аварийных электроэнергетических режимов ЕЭС России, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 1,15 до 4;

11) при несоблюдении участником оптового рынка действующего (актуального) для данного часа состава выбранного системным оператором генерирующего оборудования в случае неуведомления участником оптового рынка системного оператора об изменении состава генерирующего оборудования за 4 или более часа до часа фактической поставки и (или) в случае, если изменение состава генерирующего оборудования может привести к возникновению (угрозе возникновения) аварийных электроэнергетических режимов ЕЭС России, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 1,9 до 14;

12) при несоблюдении участником оптового рынка параметров максимальной и минимальной мощности выбранного системным оператором генерирующего оборудования, что подтверждается в том числе наличием допущенных этим участником по собственной инициативе отклонений объемов фактического производства электрической энергии от плановых в соответствующей группе точек поставки на величину более 15 МВт х ч и величину, соответствующую выработке электрической энергии с использованием 5 процентов установленной мощности соответствующего генерирующего оборудования, в случае неуведомления участником оптового рынка системного оператора об изменении параметров оборудования за 4 или более часа до часа фактической поставки и (или) в случае, если указанное изменение может привести к возникновению (угрозе возникновения) аварийных электроэнергетических режимов ЕЭС России, - произведению среднемесячного почасового объема такого несоответствия, зарегистрированного в текущем месяце в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и коэффициента, установленного в диапазоне от 1,5 до 9;

13) при несоблюдении участником оптового рынка требований к режиму выработки электрической энергии в ЕЭС России вследствие неисполнения команд диспетчера системного оператора - произведению предельного объема поставки мощности такого генерирующего оборудования и коэффициента, установленного в диапазоне от 0,05 до 0,5.

55. В 2011-2012 годах значения коэффициентов, указанных в пунктах 53 и 54 настоящих Правил, устанавливаются по нижней границе диапазона. В 2013-2016 годах значения коэффициентов устанавливаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, с учетом требования о постепенном увеличении этих значений в указанный период до верхней границы диапазона.

До утверждения порядка определения коэффициентов, применяемых в соответствии с настоящими Правилами при невыполнении (частичном невыполнении) поставщиками требований в части готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии для определения системным операторам объемов мощности, фактически поставленной на оптовый рынок, применяются значения коэффициентов, соответствующие нижней границе указанных диапазонов.

56. В целях установления факта невыполнения (частичного невыполнения) условия обеспечения участником оптового рынка работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным режимом, касающегося отсутствия технологических ограничений на производство или выдачу в сеть электрической энергии, системным оператором осуществляется регистрация таких ограничений, объем которых рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом особенностей, предусмотренных системным оператором при определении указанного условия.

В отношении генерирующего оборудования гидроэлектростанций и электростанций, использующих в качестве основного топлива доменный, коксовый, конвертерный газ, масляные смеси, каменноугольную смолу, отходящее тепло технологического оборудования и иные побочные продукты основного промышленного производства, осуществляется регистрация значений указанных технологических ограничений, заявленных соответствующим поставщиком перед началом очередных суток на эти сутки. В отношении прочего генерирующего оборудования осуществляется регистрация значений технологических ограничений, заявленных соответствующим поставщиком перед началом очередного месяца на этот месяц.

57. Документы системного оператора, касающиеся проведения аттестации генерирующего оборудования, выполнения условий поддержания генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии и определения объема мощности, фактически поставленного на оптовый рынок, подлежат опубликованию на официальном сайте системного оператора в сети Интернет.

58. Субъекты оптового рынка, обеспечивающие функционирование коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка, осуществляют права и обязанности, связанные с обеспечением функционирования оптового рынка и соответствующие возложенным на них функциям, на основании заключенного ими договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

59. В соответствии с условиями договора о присоединении к торговой системе оптового рынка организация коммерческой инфраструктуры оказывает участникам оптового рынка на возмездной основе услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка. Тарифы на указанные услуги устанавливаются федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Организация коммерческой инфраструктуры в своей деятельности руководствуется принципом минимизации стоимости поставки электрической энергии для покупателей с учетом системных ограничений, потерь электрической энергии и расходов, связанных с обеспечением поставки электрической энергии.

Организация коммерческой инфраструктуры организует функционирование системы коммерческого учета, обеспечивающей получение сбалансированных данных о фактическом производстве, потреблении и потерях электрической энергии на оптовом рынке, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Установленные Правительством Российской Федерации федеральные органы исполнительной власти осуществляют контроль за деятельностью организации коммерческой инфраструктуры, включая контроль за привлечением организацией коммерческой инфраструктуры иных организаций в целях обеспечения оказания им услуг по организации функционирования торговой системы оптового рынка.

60. Оперативно-диспетчерское управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики осуществляется системным оператором в соответствии с настоящими Правилами, иными нормативными правовыми актами, договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и двусторонними договорами оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению, заключаемыми системным оператором и субъектами оптового рынка, отнесенными к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию системным оператором.

Системный оператор управляет технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в сутки, в течение которых осуществляется поставка электрической энергии, исходя из требования минимизации стоимости электрической энергии, в том числе компенсирующей отклонения, при условии соблюдения системных ограничений и поддержания параметров работы энергосистемы в пределах допустимых значений.

61. Услуги по передаче электрической энергии предоставляются на возмездной договорной основе организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в соответствии с настоящими Правилами и иными нормативными правовыми актами и оплачиваются по ценам (тарифам), установленным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

В случае если при формировании тарифа на услуги по передаче электрической энергии были учтены в полном объеме нормативные технологические потери (включая объем потерь электрической энергии, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию) в единой национальной (общероссийской) электрической сети, стоимость услуг по передаче формируется за вычетом стоимости электрической энергии в объемах потерь, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию, рассчитанной организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка по ценам, равным средневзвешенным величинам из значений равновесных цен, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, в соответствующих субъектах Российской Федерации в ценовой зоне за расчетный период.

Организация коммерческой инфраструктуры рассчитывает объем и стоимость потерь, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию, и уведомляет субъектов оптового рынка об объемах и стоимости указанных потерь в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в сроки, достаточные для обеспечения расчетов по договорам оказания услуг по передаче электрической энергии с учетом указанной стоимости потерь электрической энергии, включенных в равновесные цены на электрическую энергию в текущем месяце.

62. Регулируемые договоры заключаются в ценовых зонах субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии и мощности, определенными федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в соответствии с предусмотренными настоящим пунктом критериями:

с гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями, к числу покупателей электрической энергии и мощности которых относится население и (или) приравненные к нему категории потребителей) для обеспечения электрической энергией и мощностью населения и указанных потребителей (далее - регулируемые договоры для населения);

до 1 января 2015 г. с функционирующими в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, состоящих из территорий субъектов Российской Федерации, по перечню согласно приложению N 3 к настоящим Правилам, гарантирующими поставщиками - участниками оптового рынка, в отношении которых выполняется следующее условие (далее - покупатели, функционирующие в отдельных частях ценовых зон). Прогнозные объемы потребления электрической энергии и (или) мощности этих гарантирующих поставщиков, определенные в прогнозном балансе на очередной период регулирования, составляют не менее 60 процентов суммарных прогнозных объемов потребления электрической энергии и (или) мощности, определенных в прогнозном балансе на данный период в отношении соответствующего субъекта Российской Федерации.

Zakonbase: Абзац 3 признан недействующим в части применения его только к гарантирующим поставщикам - участникам оптового рынка, в отношении которых выполняются следующие условия: прогнозные объемы потребления электрической энергии и (или) мощности этих гарантирующих поставщиков, определенные в прогнозном балансе на очередной период регулирования составляет не менее 60 процентов суммарных прогнозных объемов потребления электрической энергии и (или) мощности, определенных в прогнозном балансе на данный период в отношении субъекта Российской Федерации, как несоответствующий имеющему большую юридическую силу Федеральному закону от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Решение ВАС РФ от 28.12.2011 N ВАС-7986/11).

Регулируемые договоры в ценовых зонах заключаются субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии и мощности, владеющими на праве собственности или ином законном основании генерирующими объектами, в отношении которых торговля электрической энергией и мощностью на оптовом рынке началась не позднее 1 октября года, предшествующего году, в котором предполагается поставка по регулируемым договорам, и которые соответствуют следующим характеристикам (за исключением гидроаккумулирующих электростанций):

мощность соответствующих генерирующих объектов отобрана по результатам конкурентного отбора мощности на календарный год, в котором предполагается поставка по регулируемым договорам;

мощность соответствующих генерирующих объектов поставляется в вынужденном режиме;

мощность соответствующих генерирующих объектов подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 10 пункта 4 настоящих Правил.

При этом по регулируемым договорам, заключаемым субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии и мощности в отношении генерирующих объектов, мощность которых отобрана по результатам конкурентного отбора мощности на соответствующий календарный год, а также в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, поставляются электрическая энергия и (или) мощность, по регулируемым договорам, заключаемым в отношении генерирующих объектов, мощность которых подлежит оплате по договорам, указанным в подпункте 10 пункта 4 настоящих Правил, поставляется только электрическая энергия.

63. Торговля электрической энергией и мощностью на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров для населения осуществляется в объемах, которые определяются на основании объемов поставки электрической энергии и мощности населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенных в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования.

По регулируемым договорам для населения поставляется и оплачивается электрическая энергия в объемах, соответствующих объемам поставки электрической энергии населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенным в прогнозном балансе в отношении соответствующего покупателя - участника оптового рынка, и увеличенным для целей компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях на 3 процента.

По регулируемым договорам для населения оплачивается мощность в объемах, рассчитываемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из объемов поставки мощности для населения и (или) приравненных к нему категорий потребителей, определенных в прогнозном балансе на соответствующий календарный месяц в отношении покупателя - участника оптового рынка, и коэффициента резервирования мощности, используемого для расчета объемов поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) в целях поставки населению, с учетом требований пункта 67 настоящих Правил.

Коэффициент резервирования мощности, используемый для расчета объемов поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) в целях поставки населению, рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как отношение суммарного объема мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенного в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования для поставщиков электрической энергии и мощности, к суммарному объему мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенному в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования для покупателей, в соответствующей ценовой зоне оптового рынка.

64. Покупателям, функционирующим в отдельных частях ценовых зон, сверх объемов электрической энергии, поставляемых и оплачиваемых по регулируемым договорам для населения, по регулируемым договорам поставляется электрическая энергия в объемах, соответствующих объемам электрической энергии, определенным для них в прогнозном балансе на очередной период регулирования, за вычетом объемов электрической энергии для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенных для них в указанном прогнозном балансе. Соответствующие объемы электрической энергии, поставляемые и оплачиваемые по регулируемым договорам, сверх объемов электрической энергии, поставляемых и оплачиваемых по регулируемым договорам для населения, для целей компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях увеличиваются на 3 процента.

Покупателям, функционирующим в отдельных частях ценовых зон, сверх объемов мощности, поставляемых и оплачиваемых по регулируемым договорам для населения, по регулируемым договорам поставляется мощность в объемах, рассчитанных исходя из объемов мощности, определенных для них на соответствующий календарный месяц в прогнозном балансе на очередной период регулирования, за вычетом объемов мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенных для них на данный месяц в указанном прогнозном балансе, и коэффициента резервирования мощности, используемого для расчета объемов поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) для покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон, с учетом требований пункта 67 настоящих Правил.

Коэффициент резервирования мощности, используемый для расчета объемов поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) для покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон, рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как отношение суммарного объема мощности для поставки таким покупателям, определенного в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования для поставщиков электрической энергии и мощности, к суммарному объему мощности, определенному для этих покупателей в прогнозном балансе на этот период регулирования, уменьшенному на суммарный объем мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенный для них в указанном прогнозном балансе, в соответствующей ценовой зоне оптового рынка.

65. Объем поставки электрической энергии и мощности по регулируемым ценам (тарифам) определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении каждой электростанции поставщика и каждой группы точек поставки гарантирующих поставщиков (энергосбытовых, энергоснабжающих организаций, к числу покупателей которых относится население и (или) приравненные к нему категории потребителей) и покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон.

В целях производства электрической энергии в объеме, необходимом для компенсации потерь в электрических сетях, объемы электрической энергии, поставляемые и оплачиваемые по регулируемым договорам, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка увеличиваются на 3 процента.

Суммарный объем электрической энергии (включая соответствующие объемы электрической энергии для целей компенсации потерь) и суммарный объем мощности, которые поставляются по регулируемым договорам в календарном году поставщиком электрической энергии и мощности, не могут превышать 35 процентов объема производства электрической энергии и мощности, определенных в прогнозном балансе на период регулирования для указанного поставщика.

66. В целях определения объемов электрической энергии, поставляемых (покупаемых) по регулируемым договорам в каждый час, соответствующие объемы электрической энергии распределяются по часам суток организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основе статистики часовых объемов потребления электрической энергии, минимальных и максимальных почасовых значений мощности генерирующего оборудования за предыдущие годы, иной информации, определенной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

67. По регулируемым договорам электрическая энергия и мощность продаются (покупаются) по регулируемым ценам (тарифам), установленным для поставщиков - участников оптового рынка. Если в отношении электростанции установлено более одной регулируемой цены (тарифа), то в качестве регулируемой цены (тарифа) по регулируемым договорам в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, может применяться средневзвешенное значение регулируемых цен (тарифов), установленных в отношении электростанции.

Стороны регулируемого договора для населения и объемы электрической энергии и мощности по такому договору определяются таким образом, чтобы по совокупности всех определенных для покупателя регулируемых договоров для населения в соответствующем периоде регулирования с начала их исполнения суммарная стоимость объема электрической энергии и объема мощности, скорректированных с учетом требований настоящего пункта, не превышала сумму стоимости объема электрической энергии для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенной для данного покупателя совокупно за год по индикативной цене на электрическую энергию для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, и стоимости объема мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенной для данного покупателя совокупно за год исходя из индикативной цены на мощность для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей с учетом помесячного применения индикативных цен на электрическую энергию и мощность.

Стороны иных регулируемых договоров и объемы электрической энергии и мощности по таким договорам определяются таким образом, чтобы по совокупности всех регулируемых договоров, определенных для покупателя, функционирующего в отдельных частях ценовых зон, в соответствующем периоде регулирования с начала их исполнения суммарная стоимость объема электрической энергии и объема мощности, скорректированных с учетом требований настоящего пункта, не превышала сумму стоимости объема электрической энергии сверх объемов электрической энергии, поставляемых и оплачиваемых по регулируемым договорам для населения, определенной для данного покупателя совокупно за год по индикативной цене на электрическую энергию для покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон, и стоимости объема мощности сверх объемов мощности, поставляемых и оплачиваемых по регулируемым договорам для населения, определенной для данного покупателя совокупно за год исходя из индикативной цены на мощность для покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон, с учетом помесячного применения индикативных цен на электрическую энергию и мощность.

Объемы электрической энергии и (или) мощности, продаваемые (покупаемые) по регулируемым договорам, корректируются таким образом, чтобы определенные совокупно за год величины стоимости приобретаемых участником оптового рынка электрической энергии и мощности по совокупности заключенных им регулируемых договоров не превышали определенные совокупно за год величины стоимости электрической энергии и мощности, рассчитанные по соответствующим индикативным ценам с учетом помесячного применения индикативных цен на электрическую энергию и мощность.

68. Поставщики и покупатели электрической энергии и мощности по регулируемым договорам определяются организацией коммерческой инфраструктуры оптового рынка в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами, и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Если при определении поставщиков и покупателей по регулируемым договорам поставщик и покупатель совпали в одном лице, то такой регулируемый договор не заключается, при этом:

соответствующий объем электрической энергии и (или) мощности учитывается при определении обязательств по поставке (покупке) электрической энергии и (или) мощности с использованием иных способов торговли в том же порядке, что и объемы, поставляемые (покупаемые) по заключенным регулируемым договорам;

в случае подачи в отношении соответствующих объемов электрической энергии ценопринимающих заявок на продажу эти объемы включаются в плановое почасовое производство в очередности, предусмотренной пунктом 92 настоящих Правил;

требования и обязательства на указанные объемы электрической энергии и мощности не формируются.

69. Срок действия регулируемых договоров устанавливается равным не более 1 календарному году.

70. В случае исключения покупателя электрической энергии и мощности из реестра субъектов оптового рынка и (или) прекращения в отношении его в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке:

с даты вступления в силу решения об исключении покупателя электрической энергии и мощности из реестра субъектов оптового рынка и (или) прекращении в отношении его в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке до конца текущего периода регулирования электрическая энергия и мощность, необходимые для обеспечения потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, а также потребителями, которые обслуживаются покупателями, функционирующими в отдельных частях ценовых зон, приобретается на предусмотренных настоящими Правилами условиях регулируемых договоров гарантирующим поставщиком, который принимает на обслуживание указанные категории потребителей, обслуживавшиеся на розничном рынке таким покупателем;

соответствующие объемы электрической энергии и мощности, определенные в прогнозном балансе для такого покупателя, включаются в объемы электрической энергии и мощности, определенные в прогнозном балансе для гарантирующего поставщика (энергосбытовой организации), приобретающего электрическую энергию и мощность на оптовом рынке для целей поставки указанным категориям потребителей, обслуживавшихся на розничном рынке данным покупателем;

договоры поставки электрической энергии и (или) мощности по регулируемым ценам (тарифам) на соответствующие объемы в указанных случаях заключаются гарантирующим поставщиком (энергосбытовой организацией) в соответствии с требованиями настоящих Правил и с учетом договоров, ранее заключенных покупателем, который исключен из реестра субъектов оптового рынка и (или) в отношении которого прекращена в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил поставка (покупка) электрической энергии и мощности на оптовом рынке.

71. Поставщик по регулируемому договору осуществляет поставку электрической энергии покупателю в определенном в регулируемом договоре объеме путем включения всего или части этого объема в свое плановое почасовое производство и приобретения оставшейся части этого объема на оптовом рынке в своей группе точек поставки по регулируемому договору, а покупатель оплачивает указанный объем по определяемой в соответствии с настоящими Правилами цене.

Для обеспечения поставки электрической энергии в объеме, проданном поставщиком по регулируемым договорам в отдельный час и не включенном в его плановое почасовое производство в данный час, поставщик покупает электрическую энергию в указанном объеме по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед по равновесной цене, сложившейся в соответствующих группах точек поставки в данный час.

Объем электрической энергии, купленный покупателем по регулируемым договорам в отдельный час (включая соответствующие объемы электрической энергии для целей компенсации потерь) и не включенный в его плановое почасовое потребление в данный час, покупатель продает в группах точек поставки поставщика по соответствующим регулируемым договорам по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед по равновесной цене, сложившейся в соответствующих группах точек поставки в данный час.

В продаваемый покупателем в соответствии с настоящим пунктом объем электрической энергии включаются части объемов электрической энергии по всем заключенным таким покупателем регулируемым договорам, пропорциональные доле объемов, покупаемых им по соответствующим договорам, в суммарном объеме электрической энергии, покупаемом им в данный час по соответствующим регулируемым договорам.

Покупатели, функционирующие в отдельных частях ценовых зон, продают электрическую энергию в объеме, приобретенном по регулируемым договорам в отдельный час (включая соответствующие объемы электрической энергии для целей компенсации потерь) и не включенном в их плановое почасовое потребление в этот час, в группе точек поставки поставщика по цене, определенной в соответствующем регулируемом договоре.

В случае введения в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике:

для обеспечения поставки электрической энергии по регулируемым договорам в отдельный час в объеме, не включенном в плановое почасовое производство в этот час, поставщик покупает электрическую энергию в указанном объеме по регулируемой цене (тарифу) на электрическую энергию, используемой для расчетов по регулируемым договорам этого поставщика;

электрическую энергию в объеме, купленном покупателем по регулируемым договорам в отдельный час (включая соответствующие объемы электрической энергии для целей компенсации потерь) и не включенном в его плановое почасовое потребление в этот час, покупатель продает в группах точек поставки поставщика по регулируемой цене (тарифу) на электрическую энергию, используемой для расчетов по соответствующим регулируемым договорам.

72. Регулируемые договоры, а также их изменения регистрируются организацией коммерческой инфраструктуры после определения сторон этих договоров и объемов электрической энергии и (или) мощности по ним с целью их учета при определении обязательств (требований) участников оптового рынка с соблюдением процедуры, предусмотренной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

73. По свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым в свободных договорах и (или) по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, оплачиваются (с учетом особенностей, предусмотренных разделом X настоящих Правил для отдельных категорий участников) в том числе:

1) объем электрической энергии в части планового почасового потребления электрической энергии, не купленной по регулируемым договорам;

2) объем электрической энергии в части планового почасового производства электрической энергии, не проданной по регулируемым договорам.

74. Участники оптового рынка самостоятельно определяют цены и объем поставки электрической энергии по свободным договорам с учетом выполнения требований, установленных настоящими Правилами.

В целях возмещения своей доли системных затрат участники свободных договоров заключают договоры, предусмотренные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Доля системных затрат для поставщика и покупателя, заключивших свободный договор, определяется исходя из определенного в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка объема электрической энергии, поставленного по свободному договору и учтенного в торговой системе оптового рынка, и разницы между равновесной ценой в группе точек поставки покупателя и равновесной ценой в группе точек поставки продавца. При этом если равновесная цена в группе точек поставки покупателя превышает равновесную цену в группе точек поставки продавца, стороны возмещают указанную долю системных затрат. В противном случае соответствующая доля системных затрат возмещается им (за исключением случаев, когда в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка действует введенный в установленном порядке второй этап государственного регулирования).

75. Поставщик, заключивший свободный договор, обязан поставить покупателю электрическую энергию в определенном в договоре объеме по установленной договором цене путем включения всего (части) этого объема в плановое почасовое производство поставщика и приобретения оставшейся части этого объема на оптовом рынке, если иное не установлено в указанном договоре.

Покупатель, заключивший свободный договор, принимает от поставщика электрическую энергию в определенном в договоре объеме по установленной договором цене путем включения всего (части) этого объема в плановое почасовое потребление покупателя и продажи оставшейся части этого объема на оптовом рынке, если иное не установлено в указанном договоре.

Каждый покупатель (поставщик) вправе купить (продать) электрическую энергию по свободному договору исключительно у участников оптового рынка, функционирующих в границах соответствующей ценовой зоны.

76. В целях обеспечения требований, указанных в пункте 71 настоящих Правил, поставщики вправе покупать, а покупатели - продавать электрическую энергию по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (без подачи соответствующих ценовых заявок на покупку (продажу) электрической энергии).

77. Свободные договоры, а также их изменения регистрируются организацией коммерческой инфраструктуры с целью их учета при определении обязательств (требований) участников оптового рынка с соблюдением процедуры, предусмотренной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

78. В период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике регистрация свободных договоров и изменений к ним, а также учет свободных договоров при определении обязательств (требований) участников оптового рынка осуществляются организацией коммерческой инфраструктуры с учетом следующих особенностей:

1) свободные договоры и изменения к ним, за исключением изменений, предусматривающих уменьшение объемов электрической энергии, поставляемой по свободным договорам в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике, регистрируются по завершении такого периода;

2) при определении обязательств (требований) участников оптового рынка не учитываются объемы электрической энергии, поставляемые по свободным договорам, в которых на стороне продавца выступает участник оптового рынка - покупатель электрической энергии и мощности и (или) на стороне покупателя выступает участник оптового рынка - поставщик электрической энергии и мощности;

3) при определении обязательств (требований) участников оптового рынка суммарные объемы электрической энергии, поставляемые (приобретаемые) по свободным договорам, заключенным участником оптового рынка, учитываются в части, не превышающей объем электрической энергии, включенный в его плановое почасовое производство (потребление), за исключением объемов поставки (покупки) электрической энергии указанным участником оптового рынка по регулируемым договорам и свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности.

79. Конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед производится в форме расчета отдельно для каждой ценовой зоны почасовых равновесных цен на электрическую энергию и объемов электрической энергии, включаемых в плановое почасовое производство (потребление) участников оптового рынка.

80. При проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед объемы электрической энергии, указанные в ценопринимающих заявках, включаются в плановое почасовое производство (потребление), за исключением следующих случаев (с учетом порядка очередности удовлетворения ценопринимающих заявок, определенного пунктом 87 настоящих Правил):

1) отсутствует технологическая возможность осуществления поставок электрической энергии в объемах, указанных в ценопринимающих заявках;

2) объем электрической энергии, указанный в ценопринимающих заявках покупателей (поставщиков), превышает суммарные объемы электрической энергии, указанные в ценовых заявках поставщиков (покупателей) соответственно.

81. При проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед организация коммерческой инфраструктуры учитывает предоставленные системным оператором сведения о заданных параметрах функционирования ЕЭС России, в том числе:

1) сведения о действующей (актуальной) в сутки торговли расчетной модели, включающие выбранный на сутки вперед состав работающего оборудования, задающий ограничения планового почасового производства в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил и перетоков мощности по электрическим сетям с учетом графиков плановых ремонтов генерирующих объектов и объектов электросетевого хозяйства;

2) сведения об ограничении режимов работы гидроэлектростанций;

3) сведения о величине и территориальном размещении резервов мощности и (или) требования к территориальному размещению резервов мощности в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил;

4) объемы перетоков электрической энергии через границы ЕЭС России и иностранных энергосистем;

5) технические и технологические минимумы электростанций.

82. При проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед организация коммерческой инфраструктуры обязана в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, включить в плановое почасовое производство и потребление объемы электрической энергии, на которые в ценовых заявках поставщиков указана наиболее низкая цена, и объемы электрической энергии покупателей, на которые в ценовых заявках покупателей указана наиболее высокая цена, с учетом системных ограничений и стоимости потерь при условии, что на электрическую энергию указанных поставщиков (покупателей) существует спрос (предложение).

83. Равновесная цена на электрическую энергию устанавливается для каждого часа планируемых суток и каждого узла расчетной модели с соблюдением следующих условий:

равновесные цены на электрическую энергию одинаковы для всех объемов электрической энергии, отнесенных к одному узлу расчетной модели;

для поставщика электрической энергии равновесная цена не может быть ниже цены, указанной им в ценовой заявке на объем электрической энергии, отнесенный к соответствующему узлу расчетной модели и включенный организацией коммерческой инфраструктуры в плановое почасовое производство.

В порядке и случаях, которые определены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, при расчете равновесной цены на электрическую энергию для каждого часа планируемых суток могут не учитываться цены, указанные в ценовых заявках отдельных категорий поставщиков. В этих случаях если равновесная цена, определенная организацией коммерческой инфраструктуры, сложилась ниже указанной в ценовой заявке этого поставщика цены на объем электрической энергии, включенный в его плановое почасовое производство, оплата всего (части) этого объема осуществляется по цене, указанной в ценовой заявке;

для покупателя электрической энергии равновесная цена, определенная для каждой группы точек поставки, не может быть выше цены, указанной им в ценовой заявке на объем электрической энергии, включенный организацией коммерческой инфраструктуры в плановое почасовое потребление;

равновесные цены на электрическую энергию должны отражать влияние системных ограничений и стоимости потерь электрической энергии, зависящих от электроэнергетических режимов. При этом влияние системных ограничений в ценовой зоне на равновесные цены электрической энергии ограничивается размером наиболее высокой стоимости производства электрической энергии из указанных в поданных в соответствующей ценовой зоне ценовых заявках на объемы электрической энергии, вырабатываемые генерирующими объектами с соблюдением устанавливаемых системным оператором в соответствии с пунктами 7 и 143 настоящих Правил ограничений на плановое почасовое производство. В случае если в результате учета влияния системных ограничений с соблюдением этого условия равновесная цена оказалась ниже цены, указанной в ценовой заявке поставщика на отобранный объем электрической энергии, оплата этого объема осуществляется по указанной в ценовой заявке цене.

Объемы электрической энергии, включаемые организацией коммерческой инфраструктуры в плановое почасовое производство (потребление) по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, устанавливаются для каждого часа планируемых суток и каждой группы точек поставки.

84. В каждой ценовой зоне при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед сопоставляются ценовые заявки на покупку (продажу) электрической энергии, поданные в отношении групп точек поставки, относящихся к одной ценовой зоне, с учетом объемов перетока электрической энергии между зонами в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

85. В случае если при определении стоимости электрической энергии по итогам расчетного периода в результате купли-продажи электрической энергии с использованием конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующей ценовой зоне обязательства покупателей превышают (оказываются менее) требования поставщиков, в том числе за счет использования ограниченной пропускной способности электрической сети и увеличения требований поставщиков в связи с выполнением пусков и (или) выключений генерирующего оборудования, соответствующая разница учитывается с соблюдением требований иных нормативных правовых актов при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода путем уменьшения (увеличения) обязательств (требований) покупателей (поставщиков) в этой ценовой зоне в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

При этом часть требований поставщика, связанных с выполнением пусков и (или) выключений генерирующего оборудования, учитывается при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода только в случае возникновения требований, обусловленных продажей электрической энергии на рынке на сутки вперед, у этого поставщика в отношении группы (групп) точек поставки генерации, относящихся к одной электростанции, путем увеличения обязательств каждого покупателя пропорционально объему, соответствующему разнице между его максимальным и минимальным объемами планового почасового потребления в расчетном периоде.

Определение обязательств и требований участников по итогам расчетного периода в результате купли-продажи электрической энергии с использованием конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующей ценовой зоне осуществляется таким образом, чтобы у должников не возникали права требования, а у кредиторов - соответствующие обязательства.

86. Процедура расчета равновесных цен на электрическую энергию и планового почасового производства и потребления, а также порядок расчета стоимости электрической энергии в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике устанавливаются в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка.

87. Объемы производства электрической энергии, указанные в ценопринимающих заявках на продажу, включаются в плановое почасовое производство в следующей очередности:

1) в первую очередь включаются объемы электрической энергии:

обеспечивающие системную надежность путем поддержания заданных параметров функционирования ЕЭС России;

производимые на атомных электростанциях в части объемов, соответствующих требованиям технологического регламента эксплуатации атомных электростанций и иных нормативных правовых актов Российской Федерации об использовании атомной энергии;

2) во вторую очередь включаются объемы электрической энергии, производимые:

тепловыми электростанциями в части объемов, соответствующих производству электрической энергии в теплофикационном режиме;

тепловыми электростанциями в части объемов, производимых с использованием в качестве основного топлива нефтяного (попутного) газа или продуктов его переработки;

гидроэлектростанциями в части объемов, обусловленных технологическими причинами и (или) в целях обеспечения экологической безопасности;

3) в третью очередь включаются объемы производства электрической энергии, направляемые для исполнения обязательств по регулируемым договорам;

4) в четвертую очередь включаются объемы производства электрической энергии, направляемые участниками оптового рынка для исполнения их обязательств по свободным договорам;

5) в пятую очередь включаются все прочие объемы производства электрической энергии.

88. Объемы электрической энергии, включаемые в плановое почасовое производство в первую и вторую очередь, направляются на исполнение регулируемых договоров, а затем свободных договоров.

В случае если объемы производства третьей, четвертой или пятой очереди не были включены полностью в плановое почасовое производство в связи с отбором объемов предшествующей очереди, применяется порядок определения цен и расчета обязательств, установленный пунктом 89 настоящих Правил.

89. В случае если в результате конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед отсутствует возможность включения объемов, указанных в подпунктах 3, 4 и (или) 5 пункта 87 настоящих Правил, в плановое почасовое производство, расчеты за электрическую энергию при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед отдельно для каждой ценовой зоны осуществляются с учетом следующих особенностей:

1) определяются поставщики, объемы производства электрической энергии которых были приняты вместо указанного в соответствующих ценопринимающих заявках объема;

2) равновесные цены на электрическую энергию в узлах расчетной модели, к которым относятся группа точек поставки поставщика, подавшего такую ценопринимающую заявку, и группы точек поставки поставщиков предшествующей очереди, не определяются;

3) стоимость объемов электрической энергии, поставленной в указанных узлах расчетной модели поставщиком, подавшим такую ценопринимающую заявку, и соответствующими поставщиками предшествующей очереди, не учитывается при расчете обязательств участников при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед за соответствующий расчетный период.

90. Объемы электрической энергии, купленные (проданные) в каждый час суток с использованием способа торговли, указанного в подпункте 3 пункта 4 настоящих Правил, определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

91. В случае если при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед организацией коммерческой инфраструктуры зафиксированы нарушения требований, установленных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, или выявлена невозможность определения объемов и (или) равновесных цен, отвечающих требованиям пунктов 83 и 94 настоящих Правил, а также в иных случаях, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, организация коммерческой инфраструктуры принимает решение о том, что продажа (покупка) электрической энергии с использованием конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, а также продажа (покупка) электрической энергии по свободным договорам в целом или на какой-либо ограниченной территории не состоялись. При этом плановое почасовое производство (потребление) и цены на электрическую энергию для расчета обязательств участников оптового рынка определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

92. Организация коммерческой инфраструктуры осуществляет постоянный мониторинг темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в каждой ценовой зоне оптового рынка.

В целях осуществления мониторинга темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка определяются:

часы, используемые путем учета рассчитанных в отношении них равновесных цен при определении средневзвешенной равновесной цены на электрическую энергию в 3-дневном и 7-дневном периоде. К таким часам не относятся часы, в которые на равновесную цену влияет соотношение факторов (в том числе объем электрической энергии, указанный в ценопринимающих заявках на продажу и включенный в плановое почасовое производство, в общем объеме электрической энергии, включенном в плановое почасовое производство в соответствующей ценовой зоне), не характерное для формирования равновесных цен при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в обычных условиях;

средневзвешенные равновесные цены на электрическую энергию в 3-дневных и (или) 7-дневных периодах.

Темп изменения равновесных цен на электрическую энергию определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка путем сравнения средневзвешенной равновесной цены на электрическую энергию в 3-дневный и (или) 7-дневный период в ценовой зоне оптового рынка со средневзвешенной равновесной ценой на электрическую энергию в аналогичный более ранний 3-дневный и (или) 7-дневный период в этой ценовой зоне.

93. В случае превышения в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию, определенного в отношении 3-дневного или 7-дневного периода, над соответствующим предельным значением темпа изменения цены на электрическую энергию при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в отношении 5 суток, следующих за указанным периодом, формируются с применением особого режима расчета цен на электрическую энергию в соответствии с пунктом 94 настоящих Правил.

Предельное значение темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка устанавливается в отношении 3-дневного и 7-дневного периодов на уровне максимального из значений темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию, определенных в отношении 3-дневных и 7-дневных периодов в указанной ценовой зоне за 3 предыдущих календарных года. При этом не учитываются наибольшие значения темпа изменения равновесных цен, определенные в отношении 3-дневных и 7-дневных периодов, соответственно, составляющие 0,5 процента общего количества значений темпа изменения равновесных цен, рассчитанных за указанные 3 года.

При расчете предельного значения темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке первого этапа государственного регулирования могут учитываться факторы, оказывающие существенное влияние на темп изменения равновесных цен на электрическую энергию, в порядке, предусмотренном методическими указаниями, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

94. С применением особого режима расчета цен на электрическую энергию при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в целях формирования равновесных цен на электрическую энергию ценовые заявки поставщиков на продажу электрической энергии в объемах, соответствующих определенной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка доле объемов планового почасового потребления, учитываются с применением минимальных величин из цен, указанных в таких ценовых заявках, и регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию, установленных в отношении соответствующих поставщиков и предназначенных для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике.

В случае если сложившаяся в результате равновесная цена оказалась ниже цены, указанной в ценовой заявке поставщика на объем электрической энергии, включенный в плановое почасовое производство, оплата электрической энергии в этом объеме осуществляется по указанной в ценовой заявке цене.

95. Организация коммерческой инфраструктуры ежедневно представляет в федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов и федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, информацию о значениях средневзвешенных равновесных цен на электрическую энергию в ценовых зонах оптового рынка за 3-дневный и (или) 7-дневный период, а также о темпах изменения равновесных цен, определенных в отношении 3-дневного и (или) 7-дневного периода. Иная информация, связанная с осуществлением мониторинга темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию, представляется организацией коммерческой инфраструктуры в указанные федеральные органы исполнительной власти в соответствии с перечнем и в сроки, которые утверждаются федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса.

О применении особого режима расчета цен на электрическую энергию организация коммерческой инфраструктуры уведомляет федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов и федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, в срок, не превышающий 24 часов с момента установления факта превышения в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию над предельным значением темпа изменения цены на электрическую энергию.

96. В случае если конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед проводится на основании предоставленных системным оператором сведений о действующей (актуальной) расчетной модели, содержащих указание на наличие временного совокупного дефицита электрической энергии в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка, и при этом установлен факт превышения в этой ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию, определенного в отношении 3-дневного или 7-дневного периода, включающего в качестве последних суток соответствующего периода сутки, в отношении которых проводится указанный конкурентный отбор, над соответствующим предельным значением темпа изменения, цены на электрическую энергию при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в отношении 3 суток, следующих за указанным периодом, формируются с применением особого режима расчета цен на электрическую энергию в соответствии с пунктом 94 настоящих Правил.

В случае если по истечении указанных 3 суток сохраняются условия применения особого режима расчета цен на электрическую энергию, организация коммерческой инфраструктуры незамедлительно уведомляет федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, и федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов о наличии временного совокупного дефицита электрической энергии в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка и превышении темпами изменения цен на электрическую энергию в соответствующей ценовой зоне (ценовых зонах) ограничений, установленных настоящими Правилами.

В течение периода действия первого этапа государственного регулирования в электроэнергетике в случае превышения соответствующего уровня 3-дневного (7-дневного) темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за соответствующий период, указанного в пункте 93 настоящих Правил (либо иного ограничения темпа изменения цен на электрическую энергию, установленного настоящими Правилами и (или) предусмотренного особенностями, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов), при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в течение следующих 7 суток в отношении указанной ценовой зоны вводится особый режим расчета цен на электрическую энергию.

При этом цены на электрическую энергию при конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед формируются с применением особого режима расчета цен на электрическую энергию в соответствии с пунктом 94 настоящих Правил до даты введения в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике.

97. При введении в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед осуществляется с учетом следующих особенностей:

1) покупатели подают ценопринимающие заявки на покупку электрической энергии;

2) поставщики подают ценовые заявки на продажу электрической энергии, при этом в каждой ценовой заявке, поданной в отношении отдельной группы точек поставки (за исключением ценопринимающих заявок), содержатся цены на электрическую энергию, производимую на электростанции, средневзвешенная величина которых не превышает регулируемую цену (тариф), установленную в отношении этой электростанции поставщика и предназначенную для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике.

98. В период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике стоимость электрической энергии в объеме, включенном в объемы планового почасового производства поставщика (сальдо поставки по группам точек поставки, относящимся к импорту электрической энергии) и не проданном по регулируемым договорам и свободным договорам, определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом следующих особенностей:

1) стоимость электрической энергии в указанном объеме, уменьшенном на объемы электрической энергии, в отношении которых поданы ценопринимающие заявки, рассчитывается с применением цены, определенной на средневзвешенном уровне цен в ценовых заявках, поданных в отношении этого объема;

2) стоимость электрической энергии в объеме, указанном в ценопринимающих заявках и соответствующем производству на уровне максимального из технического минимума генерирующего оборудования, технологического минимума генерирующего оборудования, установленного системным оператором в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил минимального почасового значения мощности генерирующего оборудования, рассчитывается с применением регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленной для соответствующей электростанции поставщика и предназначенной для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования;

3) стоимость электрической энергии в оставшейся части объема, указанного в ценопринимающих заявках, определяется исходя из наименьшего значения из равновесной цены на электрическую энергию и регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленной для соответствующей электростанции поставщика и предназначенной для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике;

4) стоимость электрической энергии, производимой на генерирующем оборудовании гидроэлектростанций (гидроаккумулирующих электростанций) в соответствующем объеме, определяется с применением регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленной в отношении этой гидроэлектростанции (гидроаккумулирующих электростанций) поставщика и предназначенной для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике;

5) стоимость электрической энергии в определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка объеме сальдо поставки по группам точек поставки, относящимся к импорту электрической энергии, или его части рассчитывается исходя из наименьшего значения из равновесной цены на электрическую энергию и регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленной для соответствующего поставщика и предназначенной для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике.

99. Стоимость электрической энергии в объеме планового почасового потребления в части, не оплаченной по регулируемым договорам и свободным договорам, в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка при соблюдении следующих условий:

суммарная стоимость электрической энергии, приобретаемой в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка (за исключением электрической энергии, приобретаемой по регулируемым договорам и свободным договорам), должна равняться суммарной стоимости электрической энергии, поставляемой в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка (за исключением электрической энергии, поставляемой по регулируемым договорам и свободным договорам);

соотношение величин стоимости единицы электрической энергии в субъектах Российской Федерации, территории которых объединены в ценовую зону, в которой введено указанное государственное регулирование, должно соответствовать соотношению средневзвешенных равновесных цен на электрическую энергию в этих субъектах, определенных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка за расчетный период, предшествующий введению государственного регулирования.

Особенности расчета стоимости электрической энергии, приобретаемой (поставляемой) в соответствующей ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка, в объемах, не включенных в объемы планового почасового потребления (производства), предусматриваются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

100. С целью обеспечения в ЕЭС России в целом и по отдельным зонам свободного перетока достаточного для удовлетворения спроса на электрическую энергию объема генерирующей мощности на оптовом рынке осуществляется долгосрочный конкурентный отбор мощности.

С 2012 года долгосрочные конкурентные отборы мощности проводятся ежегодно, до 1 декабря текущего года. При этом период поставки мощности по итогам таких отборов начинается с 1 января календарного года, наступающего через 4 календарных года после проведения такого долгосрочного конкурентного отбора мощности.

До 1 октября 2011 г. проводятся долгосрочные конкурентные отборы мощности с началом периодов поставки мощности по их результатам с 1 января 2012 г.

До 1 июня 2012 г. проводятся долгосрочные конкурентные отборы мощности с началом периодов поставки мощности по их результатам с 1 января 2013 г., 1 января 2014 г., 1 января 2015 г. и 1 января 2016 г.

101. С целью уточнения объема мощности, подлежащей покупке на оптовом рынке в последующие годы до начала каждого периода поставки мощности по результатам долгосрочных конкурентных отборов мощности, ежегодно, не позднее 1 октября, при возникновении предусмотренных пунктом 102 настоящих Правил оснований проводятся корректировочные конкурентные отборы мощности на соответствующий период поставки мощности.

102. Порядок и основания проведения корректировочных конкурентных отборов мощности определяются в соответствии с настоящими Правилами и установленным договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядком. Основаниями для проведения корректировочных конкурентных отборов мощности являются:

1) существенное (более чем на 3 процента) увеличение учтенного системным оператором при проведении конкурентного отбора мощности на соответствующий год прогнозного объема потребления электрической энергии по отдельным зонам свободного перетока или в ЕЭС России в целом;

2) существенное (более чем на 12 месяцев и суммарной мощностью более 1 процента прогнозируемого объема потребления) нарушение поставщиками мощности обязательств по соблюдению сроков строительства генерирующих объектов при условии необходимости сохранения или увеличения текущего и (или) прогнозируемого объема потребления электрической энергии;

3) внеплановый (аварийный) вывод генерирующего объекта (объектов) из эксплуатации суммарной мощностью более 1 процента прогнозируемого объема потребления при условии необходимости сохранения или увеличения текущего и (или) прогнозируемого объема потребления электрической энергии;

4) угроза локального дефицита мощности вследствие наличия ограничений пропускной способности электрических сетей.

103. Конкурентный отбор мощности проводит системный оператор в порядке, определенном настоящими Правилами, с учетом особенностей организации конкурентных отборов мощности при выявлении случаев ограниченной конкуренции на основании ежегодно проводимого федеральным антимонопольным органом анализа экономической концентрации поставщиков в зонах свободного перетока.

В конкурентном отборе мощности вправе принимать участие субъекты оптового рынка в отношении введенных в эксплуатацию генерирующих объектов и генерирующих объектов, ввод в эксплуатацию которых по окончании строительства (модернизации, реконструкции) запланирован после проведения конкурентного отбора мощности (за исключением генерирующих объектов, в отношении которых заключены договоры, указанные в подпунктах 7 и 10 пункта 4 настоящих Правил, а также генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме в году, на который проводится конкурентный отбор мощности), при условии заключения ими всех предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка необходимых для участия в конкурентном отборе мощности договоров. К участию в конкурентном отборе мощности в отношении генерирующих объектов, ввод в эксплуатацию которых по окончании строительства (модернизации, реконструкции) запланирован после проведения конкурентного отбора мощности, допускаются субъекты оптового рынка, представившие установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка гарантии исполнения обязательств, возникающих по результатам конкурентного отбора мощности.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

После вступления в силу правил осуществления антимонопольного регулирования и контроля в электроэнергетике:

субъекты оптового рынка, имеющие в соответствии с настоящими Правилами право на участие в конкурентном отборе мощности и занимающие доминирующее и (или) исключительное положение, после опубликования информации о проведении конкурентного отбора мощности и не позднее 45 календарных дней до окончания срока подачи ценовых заявок на такой отбор в порядке, установленном правилами осуществления антимонопольного регулирования и контроля в электроэнергетике, направляют федеральному антимонопольному органу ходатайство об определении условий участия субъекта оптового рынка в конкурентном отборе мощности;

федеральный антимонопольный орган рассматривает указанное ходатайство в порядке, установленном правилами осуществления антимонопольного регулирования и контроля в электроэнергетике;

федеральный антимонопольный орган может установить в течение 30 календарных дней с момента поступления ходатайства условия или ограничения участия поставщиков мощности (группы лиц), занимающих доминирующее и (или) исключительное положение на оптовом рынке в пределах одной зоны свободного перетока, в конкурентном отборе мощности, в том числе по указанию одинаковых цен в заявках, подаваемых на конкурентный отбор мощности, по указанию цен в ценовой заявке поставщика не выше цены, рассчитанной в соответствии с методикой проверки соответствия ценовых заявок на продажу мощности требованию экономической обоснованности, утверждаемой федеральным антимонопольным органом;

субъекты оптового рынка, определенные настоящими Правилами, не направившие в установленном правилами осуществления антимонопольного регулирования и контроля в электроэнергетике порядке ходатайство федеральному антимонопольному органу, для участия в конкурентном отборе мощности подают только ценопринимающие заявки.

В корректировочных конкурентных отборах мощности вправе принимать участие поставщики мощности в отношении объемов мощности, которые не были заявлены к отбору на предыдущих конкурентных отборах мощности или заявки на продажу мощности которых не были отобраны по результатам конкурентных отборов мощности на определяемые условиями отборов периоды поставки мощности и которые не относятся к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в эти периоды в вынужденном режиме.

Особенности участия субъектов оптового рынка - поставщиков в отношениях по торговле мощностью, производимой с использованием мобильных (передвижных) генерирующих объектов, в том числе в конкурентных отборах мощности, устанавливаются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

104. Федеральный антимонопольный орган в соответствии с критериями введения по зонам свободного перетока предельного размера цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности на основании ежегодно проводимого анализа экономической концентрации поставщиков в зонах свободного перетока (в том числе с учетом предложений совета рынка или по результатам осуществляемого контроля за состоянием конкуренции на оптовом рынке) не позднее чем за 3 месяца до даты окончания приема заявок при проведении последующих конкурентных отборов мощности определяет зоны свободного перетока, в которых конкурентный отбор мощности проводится с использованием предельного размера цены на мощность.

Величина предельного размера цены на мощность для проведения конкурентного отбора мощности устанавливается Правительством Российской Федерации до даты публикации информации о проведении конкурентного отбора мощности на основании предложений федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, сформированных в соответствии с методикой расчета предельных размеров цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов. Указанные предложения направляются в Правительство Российской Федерации не позднее чем за 2 месяца до даты публикации информации о проведении конкурентного отбора мощности.

По результатам указанного анализа федеральным антимонопольным органом в целях защиты конкуренции может быть принято решение о введении дополнительных требований к ценовым заявкам, подаваемым для участия в конкурентном отборе мощности поставщиками мощности (группы лиц), занимающими доминирующее и (или) исключительное положение на оптовом рынке в пределах одной зоны свободного перетока.

105. При проведении долгосрочных конкурентных отборов мощности на 2013 год и на последующие годы покупатели, не относящиеся к числу покупателей, заключающих регулируемые договоры и удовлетворяющие критериям, установленным договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, не позднее чем за 2 месяца до окончания срока подачи ценовых заявок на долгосрочный конкурентный отбор мощности в установленном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке вправе направить системному оператору уведомление о запланированном ими объеме потребления электрической энергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки (далее - плановое пиковое потребление) в каждом календарном месяце года, на который проводится конкурентный отбор мощности.

Указанные в уведомлениях покупателей объемы планового пикового потребления учитываются системным оператором при определении объема спроса на мощность на соответствующий год.

106. Системный оператор не позднее 90 дней до окончания срока подачи ценовых заявок на конкурентный отбор мощности (не позднее 45 дней для корректировочных конкурентных отборов мощности) публикует на своем официальном сайте в сети Интернет следующую информацию:

1) величина предельного размера цены на мощность для конкурентного отбора мощности для зон свободного перетока, для которых в соответствии с пунктом 104 настоящих Правил были выявлены основания для применения предельного размера цены на мощность;

2) требования, соответствующие настоящим Правилам и договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, к содержанию ценовых заявок, подаваемых участниками конкурентного отбора мощности, а также способы их представления в целях участия в конкурентном отборе мощности и период их представления, длительность которого не может быть менее 10 рабочих дней;

3) перечень и описание зон свободного перетока на год периода поставки мощности;

4) максимально допустимые объемы поставки мощности между зонами свободного перетока;

5) прогноз потребления электрической энергии на год периода поставки мощности по результатам этого конкурентного отбора мощности для каждой зоны свободного перетока;

6) величины плановых коэффициентов резервирования мощности на год периода поставки мощности, учитываемых при проведении этого конкурентного отбора мощности по зонам (группам зон) свободного перетока;

7) объем спроса на мощность по зонам (группам зон) свободного перетока;

8) объем мощности, который будет учтен при проведении этого конкурентного отбора мощности в качестве объема мощности, подлежащего обязательной покупке на оптовом рынке вне зависимости от результатов конкурентного отбора мощности, а также информация о размещении по зонам свободного перетока и технические параметры генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка на оптовый рынок этого объема мощности;

9) требования к техническим параметрам генерирующего оборудования в ЕЭС России в целом и в зонах (группах зон) свободного перетока, а также минимальные значения технических параметров генерирующего оборудования, необходимые для участия в конкурентном отборе мощности;

10) иные сведения, обязательные для опубликования при подготовке проведения конкурентного отбора мощности в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

107. При определении планового коэффициента резервирования, используемого при проведении конкурентного отбора мощности для зоны (группы зон) свободного перетока, федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, учитываются предложения по величинам планового коэффициента резервирования, сформированные системным оператором в соответствии с порядком определения планового коэффициента резервирования, и (или) предложения, сформированные советом рынка. Если величина планового коэффициента резервирования в зоне свободного перетока, предлагаемая системным оператором, превышает величину планового коэффициента резервирования, утвержденную для этой зоны свободного перетока для проведения конкурентного отбора мощности на год, предшествующий году, на который проводится этот конкурентный отбор, то плановый коэффициент резервирования устанавливается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов и федеральным антимонопольным органом с учетом предложений системного оператора и (или) предложений, сформированных советом рынка.

Предложения по величинам планового коэффициента резервирования, а также описание порядка их расчета и использованной для расчета информации направляются системным оператором в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, и совет рынка не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности на соответствующий год.

Объем спроса на мощность по зонам (группам зон) свободного перетока определяется в соответствии с порядком определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности исходя из прогнозируемого в год поставки максимального часового потребления электрической энергии в зоне (группе зон) свободного перетока с учетом объемов потребления электрической энергии на собственные и хозяйственные нужды производителей электрической энергии и величины планового коэффициента резервирования мощности для соответствующей зоны (группы зон) свободного перетока. При определении спроса на мощность в соответствии с порядком определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности учитываются также генерирующие объекты, функционирующие на розничных рынках электрической энергии и мощности, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрирована группа точек поставки.

Объем мощности, который требуется отобрать на год поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности, определяется как разница годового объема спроса на мощность и объема мощности, который должен поставляться на оптовый рынок в соответствующем году по договорам, указанным в подпунктах 7, 8 и 10 пункта 4 настоящих Правил.

108. Субъекты оптового рынка, имеющие в соответствии с настоящими Правилами право на участие в конкурентном отборе мощности, в течение установленного системным оператором срока подачи ценовых заявок на такой конкурентный отбор мощности в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, направляют системному оператору ценовые заявки на продажу мощности.

Ценовая заявка на продажу мощности может быть подана только в отношении генерирующего объекта, представляющего собой отдельный энергоблок электростанции или иной технологически неразделимый для процесса производства электроэнергии объект генерации и прошедшего установленную договором о присоединении к торговой системе оптового рынка процедуру регистрации в качестве генерирующей единицы мощности. Особенности участия в конкурентном отборе мощности участников оптового рынка, осуществляющих экспортно-импортные операции, устанавливаются в соответствии с пунктом 162 настоящих Правил и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Ценовая заявка каждого участника конкурентного отбора мощности должна содержать:

указание на объем мощности, предлагаемый этим участником к продаже по результатам этого конкурентного отбора мощности в отношении указанного в заявке генерирующего объекта и в отношении каждого месяца периода поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности, соответствующий планируемой поставщиком располагаемой мощности соответствующего генерирующего объекта;

значения технических характеристик и параметров указанного в ценовой заявке генерирующего объекта, перечень которых определяется в соответствии с настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и публикуется системным оператором перед проведением конкурентного отбора мощности в соответствии с пунктом 106 настоящих Правил;

вид используемого основного топлива или энергоносителя, а также вид резервного топлива (при его наличии);

указание на местонахождение генерирующего объекта (или планируемое местонахождение генерирующего объекта);

указание на предлагаемую участником конкурентного отбора мощности цену на мощность (за исключением подаваемых для участия в конкурентном отборе мощности ценопринимающих заявок);

планируемые даты ввода генерирующего объекта в эксплуатацию или вывода из эксплуатации, если эти даты приходятся на год периода поставки мощности для этого конкурентного отбора мощности.

В отношении генерирующих объектов гидроэлектростанции объем располагаемой мощности, указываемый в ценовой заявке на декабрь, определяется участником с учетом всех видов технологических ограничений на производство, подачу в сеть и передачу электрической энергии по сети и ограничений по водному режиму, а также учитывается при проведении конкурентного отбора в объеме, не превышающем объем мощности, соответствующий значению максимально возможных объемов выработки электрической энергии, рассчитанных исходя из средних по суткам зимних месяцев предшествующих 5 лет фактических объемов расхода воды через гидросооружения этой гидроэлектростанции, порядок расчета которых определяется договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. В отношении генерирующих объектов, не относящихся к объектам гидроэлектростанции, объемы мощности, указываемые в ценовой заявке на период с января по ноябрь, не могут превышать объем мощности, указанный в ценовой заявке на декабрь.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка могут устанавливаться иные требования к форме и содержанию ценовой заявки.

В случае если для зон свободного перетока не была установлена необходимость применения при проведении конкурентного отбора мощности предельного размера цены на мощность, участник оптового рынка (его группа лиц в пределах одной зоны свободного перетока), владеющий на праве собственности или ином законном основании расположенными в этой зоне свободного перетока генерирующими объектами, доля установленной мощности которых в совокупной величине установленной мощности всех генерирующих объектов, расположенных в этой зоне свободного перетока (далее - доля мощности поставщика (его группы лиц) в зоне свободного перетока), превышает 15 процентов, подает для участия в конкурентном отборе мощности ценопринимающие заявки в отношении части указанных генерирующих объектов. Суммарный объем установленной мощности генерирующих объектов, в отношении которых подаются ценопринимающие заявки, должен быть не меньше объема мощности, соответствующего доле совокупной величины установленной мощности всех генерирующих объектов, расположенных в этой зоне свободного перетока, равной разности доли мощности поставщика (его группы лиц) в зоне свободного перетока и доли, равной 15 процентам.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

При проведении конкурентного отбора мощности на год, в котором в соответствии с пунктом 119 настоящих Правил в стоимость мощности атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) подлежат включению денежные средства, необходимые для обеспечения безопасной эксплуатации этих электростанций и финансирования инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в части атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), для продажи мощности указанных электростанций на конкурентный отбор мощности могут быть поданы только ценопринимающие заявки. В отношении мощности гидроэлектростанций, расположенных во 2-й ценовой зоне оптового рынка, на конкурентный отбор мощности могут быть поданы только ценопринимающие заявки.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

Для продажи мощности генерирующих объектов, отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек поставки, зарегистрированным за участниками оптового рынка, не воспользовавшимися правом заключения договоров о предоставлении мощности, на конкурентный отбор мощности могут быть поданы только ценопринимающие заявки. Для продажи мощности генерирующих объектов, отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек поставки, зарегистрированным за участниками оптового рынка, заключившими договоры о предоставлении мощности, но просрочившими введение в эксплуатацию хотя бы одного из указанных в договоре генерирующих объектов более чем на 12 календарных месяцев по сравнению со сроком, установленным в договоре, в период до ввода в эксплуатацию генерирующих объектов, в отношении которых допущена просрочка, на конкурентный отбор мощности могут быть поданы только ценопринимающие заявки.

109. С целью определения объема мощности, подлежащей обороту на оптовом рынке как отобранной на соответствующий период поставки, при проведении каждого конкурентного отбора мощности учитываются:

1) объем мощности, отобранной на указанный период поставки по результатам всех предыдущих конкурентных отборов мощности, в том числе корректировочных;

2) объем мощности генерирующих объектов, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности, подлежащий оплате в году, на который проводится конкурентный отбор мощности;

3) объем мощности, подлежащий оплате по договорам, указанным в подпунктах 7, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил.

110. В ходе конкурентного отбора мощности в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, сопоставляются ценовые заявки на продажу мощности:

поданные в отношении генерирующих объектов, относящихся к зонам свободного перетока каждой из ценовых зон оптового рынка, с учетом максимальных объемов поставки мощности между зонами (группами зон) свободного перетока;

поданные организациями, осуществляющими экспортно-импортные операции, в отношении объемов мощности, определенных в соответствии с положениями пункта 162 настоящих Правил, исходя из объема и режима поставки импортируемой электрической энергии.

Рассмотрению подлежат только те ценовые заявки, в которых значения технических характеристик и параметров генерирующих объектов соответствуют минимальным требованиям, установленным и опубликованным системным оператором до проведения конкурентного отбора мощности. Если в состав генерирующего объекта входит генерирующее оборудование, значения технических характеристик и параметров которого не соответствуют минимальным требованиям, то объем мощности такого оборудования считается не отобранным на этом конкурентном отборе мощности.

При установлении в соответствии с пунктом 104 настоящих Правил для поставщиков мощности в одной зоне свободного перетока при проведении конкурентного отбора мощности предельного размера цены на мощность рассмотрению подлежат только те ценовые заявки, цены в которых не превышают установленного значения предельного размера цены на мощность. При подаче в отношении генерирующего объекта, расположенного в такой зоне свободного перетока, ценовой заявки, цена в которой превышает установленный предельный размер цены на мощность, мощность такого объекта рассматривается как не отобранная на этом конкурентном отборе мощности.

При установлении федеральным антимонопольным органом в соответствии с пунктом 103 настоящих Правил условий или ограничений участия субъекта оптового рынка в конкурентном отборе мощности, рассмотрению подлежат только те ценовые заявки субъекта оптового рынка, которые соответствуют установленным федеральным антимонопольным органом условиям и ограничениям.

При подаче в отношении генерирующего объекта субъектом оптового рынка ценовой заявки, которая не соответствует условиям и ограничениям, установленным федеральным антимонопольным органом, мощность такого объекта рассматривается как не отобранная на этом конкурентном отборе мощности.

При установлении федеральным антимонопольным органом в соответствии с пунктом 104 настоящих Правил для поставщиков мощности в одной зоне свободного перетока при проведении конкурентного отбора мощности дополнительных требований к ценовым заявкам, подаваемым для участия в конкурентном отборе мощности поставщиками мощности, рассмотрению подлежат только те ценовые заявки, которые соответствуют таким требованиям.

При подаче в отношении генерирующего объекта, расположенного в такой зоне свободного перетока, ценовой заявки, которая не соответствует дополнительным требованиям, введенным федеральным антимонопольным органом, мощность такого объекта рассматривается как не отобранная на этом конкурентном отборе мощности.

При проведении конкурентного отбора мощности ценовые заявки участников подлежат сравнению по значениям технических характеристик и параметров и цене на мощность, предлагаемую к продаже на оптовом рынке.

Отбору подлежит мощность генерирующих объектов, указанные поставщиками в ценовых заявках технические характеристики и параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы в течение периода поставки с учетом планового коэффициента резервирования.

При этом из групп генерирующих объектов, удовлетворяющих требованиям обеспечения функционирования энергосистемы в течение периода поставки, отбирается такая группа генерирующих объектов, которая обеспечивает наименьшую стоимость мощности для покупателей, рассчитанную по указанным в ценовых заявках ценам.

В случае подачи участниками конкурентного отбора мощности 2 или более ценовых заявок с предложением одинаковых технических характеристик и параметров генерирующих объектов отбирается заявка участника с наименьшей ценой продажи мощности. В случае подачи участниками конкурентного отбора мощности 2 или более ценовых заявок с предложением одинаковых технических характеристик и параметров генерирующих объектов и одинаковыми ценами отбирается заявка, поданная раньше.

При сравнении ценопринимающих заявок на продажу мощности приоритет при отборе имеет ценопринимающая заявка на продажу объема мощности, в отношении которого до проведения конкурентного отбора мощности в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, участники подали заявление на регистрацию свободного договора купли-продажи мощности (свободного договора купли-продажи электрической энергии и мощности).

111. По итогам конкурентного отбора мощности определяются цены мощности для каждой зоны свободного перетока для поставщиков и для покупателей, используемые для определения в соответствии с настоящими Правилами стоимости мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключаемым по итогам конкурентного отбора мощности.

В зоне свободного перетока, для которой не были выявлены основания для применения предельного размера цены на мощность, цены мощности для покупателей по итогам конкурентного отбора мощности устанавливаются равными минимальному значению из следующих величин:

максимальная цена из цен, указанных в ценовых заявках, которые поданы на конкурентный отбор мощности в этой зоне свободного перетока и содержат цены ниже, чем максимальная цена в заявках, которые содержат наименьшие цены и в отношении которых совокупный объем мощности, предложенный к продаже на конкурентный отбор мощности, составляет долю объема мощности, предложенного к продаже на конкурентный отбор мощности в этой зоне свободного перетока, равную 85 процентам;

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

равновесная цена мощности, которая была бы определена по итогам конкурентного отбора мощности для этой зоны свободного перетока, если бы такой конкурентный отбор мощности проводился с целью обеспечения объема спроса на мощность по критерию минимизации стоимости мощности без учета технических требований обеспечения функционирования энергосистемы в течение периода поставки.

Цена мощности для поставщиков по итогам конкурентного отбора устанавливается равной:

цене для покупателей, определенной по итогам конкурентного отбора мощности в этой зоне свободного перетока, - для генерирующего объекта, отобранного по итогам конкурентного отбора мощности, в отношении которого в ценовой заявке была указана цена, не превышающая цену, определенную по итогам конкурентного отбора мощности в этой зоне свободного перетока;

значению цены продажи мощности, определенной в отношении генерирующего объекта федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, - для генерирующего объекта, отобранного по итогам конкурентного отбора мощности, в отношении которого в ценовой заявке была указана цена, превышающая величину, определенную в абзаце третьем настоящего пункта;

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

цене, указанной в ценовой заявке, - для генерирующего объекта, отобранного по итогам конкурентного отбора мощности, в отношении которого в ценовой заявке была указана цена, превышающая цену, определенную по итогам конкурентного отбора мощности в этой зоне свободного перетока, но не превышающая величину, определенную в абзаце третьем настоящего пункта;

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

цене, определенной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов с учетом прогнозной прибыли от продажи электрической энергии, вырабатываемой с использованием генерирующего объекта, - для генерирующего объекта, отобранного по итогам конкурентного отбора мощности, в отношении которого в ценовой заявке была указана цена, превышающая величину, определенную в абзаце третьем настоящего пункта.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

В целях расчета цены мощности для поставщиков по итогам конкурентного отбора поставщики не позднее 1 июля года (при проведении конкурентных отборов мощности с периодом поставки с 1 января 2013 г., 1 января 2014 г., 1 января 2015 г. и 1 января 2016 г. - не позднее 1 мая), в котором проводится конкурентный отбор, представляют в федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов начиная с 2013 года в установленном им порядке информацию, необходимую для определения цены мощности по каждому генерирующему объекту. В отношении генерирующих объектов, по которым указанная информация не представлена, федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов начиная с 2013 года устанавливает значение цены продажи мощности на уровне минимального значения из значений, установленных на 2010 год в соответствующей ценовой зоне оптового рынка тарифов на мощность, продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объемов продажи мощности по регулируемым ценам (тарифам). Указанные цены устанавливаются федеральным органом исполнительной власти в области начиная с 2013 года регулирования тарифов не позднее 30 дней с даты окончания приема заявок на конкурентный отбор мощности.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

В зоне свободного перетока, для которой был установлен предельный размер цены на мощность, цена мощности для поставщиков и покупателей по итогам конкурентного отбора мощности должна быть одинаковой для всех объемов мощности, отобранных на конкурентном отборе мощности в этой зоне свободного перетока. Указанная цена не может быть меньше значения цены, указанной поставщиком в ценовой заявке на конкурентный отбор мощности, и минимального значения цены мощности, определяемой для этого конкурентного отбора мощности. Цена мощности по итогам конкурентного отбора мощности в этой зоне свободного перетока не может превышать установленного значения предельного размера цены на мощность.

Объем мощности генерирующего оборудования, отнесенного к одной зарегистрированной генерирующей единице мощности, в отношении которого в ценовой заявке указана единая цена, может быть полностью отобран по итогам конкурентного отбора мощности либо полностью не отобран.

112. По результатам конкурентного отбора мощности системный оператор формирует реестр его итогов, в котором для каждой зоны свободного перетока указывается:

перечень поставщиков мощности, ценовые заявки на продажу мощности которых были отобраны, и перечень генерирующих объектов с указанием технических параметров таких объектов, сроков ввода в эксплуатацию по окончании строительства (модернизации, реконструкции), сроков вывода из эксплуатации, если указанные сроки наступают в течение периода поставки мощности по результатам этого конкурентного отбора мощности;

цена мощности для поставщиков по каждой зоне свободного перетока по генерирующим единицам мощности и по группам точек поставки;

цена мощности для покупателей по каждой зоне свободного перетока.

На оптовом рынке действует система установления случаев манипулирования ценами на мощность, в том числе с использованием методики проверки соответствия ценовых заявок на продажу мощности требованию экономической обоснованности, утверждаемой федеральным антимонопольным органом. Контроль за установлением случаев манипулирования ценами на мощность на оптовом рынке осуществляется федеральным антимонопольным органом.

Указанный в настоящем пункте реестр подлежит опубликованию системным оператором в срок не позднее 1 месяца после окончания срока приема ценовых заявок на конкурентный отбор мощности.

Федеральный антимонопольный орган в случае выявления в действиях одного или нескольких участников оптового рынка в зоне свободного перетока признаков манипулирования ценами в срок не позднее истечения 15 рабочих дней после опубликования системным оператором реестра итогов конкурентного отбора мощности на 2011 год и 1 месяца - на 2012 и последующие годы вправе направить в наблюдательный совет совета рынка предложение об отмене результатов проведенного конкурентного отбора в соответствующей ценовой зоне оптового рынка.

Реестр итогов конкурентного отбора мощности и перечень не отобранных на конкурентном отборе мощности генерирующих объектов в срок не позднее 1 месяца после его опубликования направляется системным оператором на рассмотрение Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики для подготовки согласованных предложений о создании условий для вывода из эксплуатации неэффективного и устаревшего генерирующего оборудования, не отобранного на конкурентном отборе мощности, и (или) предложений об отнесении генерирующих объектов, не отобранных на конкурентном отборе мощности, к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме.

В случае принятия наблюдательным советом совета рынка в течение 1 месяца после получения предложения антимонопольного органа решения об отмене результатов проведенного конкурентного отбора мощности системный оператор проводит в 10-дневный срок повторный конкурентный отбор мощности в соответствующей ценовой зоне оптового рынка. При этом от участников оптового рынка, генерирующие объекты которых расположены в зоне свободного перетока, в которой антимонопольным органом были выявлены признаки манипулирования ценами, принятию на конкурентный отбор мощности подлежат только ценовые заявки на продажу мощности указанных объектов, цены в которых не превышают установленного в соответствии с пунктом 104 настоящих Правил значения предельного размера цены на мощность. В отношении генерирующих объектов, расположенных в других зонах свободного перетока, при проведении повторного конкурентного отбора мощности используются ценовые заявки, поданные на первоначальный конкурентный отбор мощности.

113. Продажа мощности по результатам конкурентного отбора мощности проводится с календарной даты, определенной при проведении конкурентного отбора мощности, и до 31 декабря (включительно) года, указанного в качестве года поставки мощности в соответствии с условиями проведения конкурентного отбора мощности.

114. По договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключаемым по результатам конкурентного отбора мощности, подлежит реализации мощность, которая была предложена поставщиком к продаже путем подачи заявки для участия в конкурентном отборе мощности и отобрана по результатам конкурентного отбора мощности, проводимого на соответствующий период.

Поставщик, мощность генерирующего оборудования которого не была предложена им к продаже путем подачи заявки для участия в конкурентном отборе мощности либо заявка которого была отклонена, вправе осуществлять на оптовом рынке продажу электрической энергии с использованием любого из предусмотренных настоящими Правилами способов торговли электрической энергией, если такой объект не отнесен к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме. Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка устанавливаются требования по обеспечению готовности к выработке электрической энергии генерирующего оборудования, мощность которого не была предложена на конкурентный отбор мощности либо не была на нем отобрана, но в отношении которого поставщик в период, на который проводился конкурентный отбор мощности, осуществляет продажу электрической энергии.

Генерирующие объекты, мощность которых была предложена поставщиком к продаже путем подачи заявки для участия в конкурентном отборе мощности на 2011 год, но не была отобрана на конкурентном отборе, в течение этого года относятся к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме. Если в отношении генерирующего объекта получено разрешение на вывод из эксплуатации в период с января по декабрь 2011 года, то мощность такого генерирующего объекта поставляется в вынужденном режиме в период с 1 января 2011 г. до окончания месяца, предшествующего месяцу вывода из эксплуатации этого объекта.

К генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, также относятся генерирующие объекты, определенные решением Правительства Российской Федерации на основании предложений Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики. В решении Правительства Российской Федерации указываются основания отнесения генерирующего объекта к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, а также срок, в течение которого мощность генерирующего объекта поставляется в вынужденном режиме, но не более 2 лет.

Поставка мощности генерирующих объектов, в отношении которых выставлено требование уполномоченного органа о приостановлении вывода из эксплуатации в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. N 484, в течение периода, на который приостановлен вывод их из эксплуатации, осуществляется в вынужденном режиме при условии, что мощность таких объектов не оплачивается по результатам конкурентного отбора мощности.

В отношении генерирующего объекта, отнесенного к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, поставщик не участвует в конкурентных отборах мощности, проводимых на годы, соответствующие установленному для указанного объекта сроку поставки мощности в вынужденном режиме.

Мощность генерирующего объекта поставляется в вынужденном режиме в соответствующем году только при выполнении поставщиком следующих требований:

не позднее 1 июля года, предшествующего году поставки мощности (для 2012 года - не позднее 1 октября 2011 г.), поставщиком в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке заявлено о намерении поставлять мощность в вынужденном режиме;

не позднее 1 июля года, предшествующего году поставки мощности, представлена информация в федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов в установленном им порядке для определения цен, обеспечивающих компенсацию затрат на производство электрической энергии и мощности;

до 1 ноября года, предшествующего году поставки мощности, в установленном порядке зарегистрирована отдельная группа точек поставки, заключены договоры, необходимые для участников оптового рынка, и совершены все действия, необходимые для осуществления торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке.

Если объем мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности в какой-либо зоне свободного перетока (группе зон свободного перетока), в совокупности с объемами мощности, определенными для поставки в году, на который проводился конкурентный отбор мощности, по договорам, предусмотренным подпунктами 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил, не обеспечивает удовлетворение спроса на мощность с учетом объемов поставки мощности между зонами свободного перетока, в таких зонах свободного перетока для обеспечения недостающего для удовлетворения спроса объема мощности на основании решения федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке проводится отбор инвестиционных проектов строительства новых или модернизации генерирующих объектов, в том числе генерирующих объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций, в отношении которых не заключены договоры, указанные в подпункте 10 пункта 4 настоящих Правил. Отбору подлежат инвестиционные проекты строительства и (или) модернизации таких генерирующих объектов, которые обладают необходимыми техническими характеристиками и параметрами, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и в отношении которых поставщиками будет предложена наименьшая цена продажи мощности. При этом цена предлагаемой к продаже мощности не может превышать цену, определяемую в установленном актом Правительства Российской Федерации порядке для мощности генерирующих объектов, расположенных в той же зоне свободного перетока, продаваемой по договорам о предоставлении мощности. В отношении отобранных инвестиционных проектов в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке заключаются договоры купли-продажи (поставки) мощности, указанные в подпункте 7 пункта 4 настоящих Правил, по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов.

В случае выполнения требований, указанных в абзаце десятом настоящего пункта, и непредставления в сроки, установленные настоящим пунктом, информации в федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов для определения цен, обеспечивающих компенсацию затрат на производство электрической энергии и мощности, мощность генерирующего объекта в 2011 году поставляется в вынужденном режиме по цене на мощность, установленной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов и равной максимальной цене на мощность, установленной Правилами определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238, а электрическая энергия этих генерирующих объектов поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам.

115. По результатам конкурентного отбора мощности заключаются договоры купли-продажи (поставки) мощности, в которых устанавливаются обязательства сторон по поставке и оплате мощности. Указанные договоры содержат в том числе следующие условия:

осуществление оплаты мощности в соответствии с установленными настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядком и сроками проведения расчетов по обязательствам по цене, рассчитанной организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с требованиями настоящих Правил и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из цен, определенных по соответствующим группам точек поставки по результатам конкурентного отбора мощности и с учетом установленных настоящими Правилами для отдельных категорий поставщиков мощности особенностей;

определение объема мощности, подлежащего поставке в течение установленного договором периода поставки;

обязательность соблюдения значений технических характеристик и параметров генерирующего оборудования, указанных в ценовой заявке, отобранной по результатам конкурентного отбора мощности;

обеспечение беспрепятственного выполнения системным оператором действий, связанных с проведением аттестации генерирующего оборудования в установленные сроки, представление системному оператору необходимой информации и документов в соответствии с установленными перечнем и сроками;

определение размера и порядка применения имущественных санкций за полное или частичное неисполнение сторонами договора принятых на себя обязательств.

Иные условия и порядок заключения договоров, на основании которых производится продажа мощности по результатам конкурентного отбора мощности, в том числе с учетом особенностей участия в отношениях, связанных с обращением мощности на оптовом рынке организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции в отношении электрической энергии, определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

116. Участник оптового рынка, ценовая заявка которого была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности, в течение периода поставки мощности продает мощность:

в объеме, определенном по результатам конкурентного отбора, но не более фактически поставленного на оптовый рынок в соответствии с положениями раздела IV настоящих Правил (для генерирующих объектов гидроэлектростанций в отношении декабря - в объеме, фактически поставленном на оптовый рынок, но не более объема установленной мощности генерирующего объекта, отобранного по результатам конкурентного отбора мощности на соответствующий месяц), за исключением объема мощности, поставленного по регулируемым договорам, а также поставленного в соответствии с пунктом 117 настоящих Правил по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности), а также объема, произведенного данным участником и приходящегося на обеспечение потребления мощности в его группах точек поставки.

Объем мощности, произведенный участником оптового рынка и приходящийся на покрытие потребления мощности в его группах точек поставки, определяется организацией коммерческой инфраструктуры в результате установленной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка процедуры определения объемов мощности, поставленных каждым поставщиком каждому покупателю. Указанный объем определяется организацией коммерческой инфраструктуры для каждого участника оптового рынка ежемесячно и может быть равен величине от нуля до объема его полного фактического потребления мощности в соответствующих группах точек поставки.

Стоимость мощности, продаваемой по итогам конкурентного отбора мощности, определяется исходя из цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности по соответствующей группе точек поставки с учетом применяемой с 1 июля 2012 г. ежегодной индексации этой цены, осуществляемой указанной в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка организацией коммерческой инфраструктуры на условиях и в порядке, которые установлены настоящими Правилами, умноженной на сезонный коэффициент.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

С 1 января 2011 г. стоимость мощности генерирующих объектов гидроэлектростанций, расположенных во второй ценовой зоне оптового рынка, которая продается по итогам конкурентного отбора мощности, определяется по установленной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов цене на мощность, поставляемую в ценовых зонах оптового рынка субъектами оптового рынка - гидроэлектростанциями по договорам, заключенным в соответствии с законодательством Российской Федерации с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей электрической энергии (мощности) которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей), в целях обеспечения потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей. В случае если гидроэлектростанция, расположенная во второй ценовой зоне оптового рынка, не относится к субъектам оптового рынка - производителям электрической энергии и мощности, заключающим в соответствии с пунктом 62 настоящих Правил регулируемые договоры в ценовых зонах оптового рынка, стоимость мощности указанной гидроэлектростанции определяется по цене продажи мощности, равной предельному размеру цены на мощность, определяемой в соответствии с пунктом 104 настоящих Правил для зоны свободного перетока, к которой отнесено генерирующее оборудование гидроэлектростанции. Для свободного договора, предусматривающего поставку мощности в отношении генерирующего оборудования гидроэлектростанций, расположенных во второй ценовой зоне, а также генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности коммерческим оператором в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, рассчитывается величина, равная неотрицательной разности цены на мощность по итогам конкурентного отбора мощности для покупателей зоны свободного перетока, к которой отнесено указанное генерирующее оборудование, и цены на мощность, поставляемую гидроэлектростанциями по договорам, заключенным в соответствии с законодательством Российской Федерации с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей электрической энергии (мощности) которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей), в целях обеспечения потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей (цены на мощность по итогам конкурентного отбора мощности для группы точек поставки, к которой отнесено генерирующее оборудование, входящее в число генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности), умноженной на объем мощности свободного договора, рассчитанным в соответствии с пунктом 117 настоящих Правил.

Мощность генерирующих объектов, отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек поставки, зарегистрированным за участниками оптового рынка, которые до истечения установленного настоящими Правилами срока приема заявок для участия в конкурентном отборе мощности на 2011 год не воспользовались правом заключения договоров о предоставлении мощности, продается по договорам купли-продажи (поставки) по итогам конкурентного отбора мощности в полном объеме. При этом стоимость мощности рассчитывается исходя из цены, равной минимальной цене мощности, определенной по результатам конкурентного отбора мощности по соответствующей группе точек поставки, и цены мощности, определенной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Вся мощность генерирующих объектов, отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек поставки, зарегистрированным за участниками оптового рынка (за исключением оптовой генерирующей компании, созданной в результате реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России", в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций), которые заключили договоры о предоставлении мощности, но просрочили введение в эксплуатацию хотя бы одного из указанных в договоре генерирующих объектов более чем на 12 календарных месяцев по сравнению со сроком, установленным в договоре, в период до ввода в эксплуатацию генерирующих объектов, в отношении которых допущена просрочка, но не менее чем на 1 календарный год, продается по договорам купли-продажи (поставки) по итогам конкурентного отбора мощности в полном объеме. При этом стоимость мощности рассчитывается исходя из цены, равной минимальной цене мощности, определенной по результатам конкурентного отбора мощности по соответствующей группе точек поставки, и цены мощности, определенной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов (за исключением случаев просрочки введения в эксплуатацию генерирующих объектов вследствие неисполнения (ненадлежащего исполнения) сетевыми организациями и (или) газораспределительными (газотранспортными) организациями обязательств по подключению генерирующих объектов к соответствующим сетям, выявленных при осуществлении уполномоченным федеральным органом исполнительной власти контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики).

Цена мощности таких генерирующих объектов устанавливается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов с учетом прогнозируемого дохода каждого такого участника от продажи электрической энергии на оптовом рынке и с учетом размера денежных средств, полученных участниками в результате первичного размещения ими акций или размещения акций дополнительных выпусков в соответствии с решениями, принятыми органами управления Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России" (за исключением оптовой генерирующей компании, созданной в результате реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России", в уставный капитал которой переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций).

Сезонный коэффициент определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как отношение среднего за 3 предшествующих года значения объема максимального потребления электрической энергии в определенные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в ценовой зоне в соответствующем месяце к среднему за 3 предшествующих года значению объема среднегодового максимального потребления электрической энергии в определенные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в этой же ценовой зоне.

117. Для учета объема мощности, продаваемого (покупаемого) по заключенному субъектами оптового рынка свободному договору купли-продажи мощности (свободному договору купли-продажи электрической энергии и мощности), такой договор должен быть зарегистрирован организацией коммерческой инфраструктуры с соблюдением процедуры, предусмотренной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В отсутствие регистрации свободного договора купли-продажи мощности (свободного договора купли-продажи электрической энергии и мощности) определенный в таком договоре объем мощности не учитывается в торговой системе оптового рынка и расчете обязательств, возникающих из сделок, связанных с обращением мощности на оптовом рынке.

Свободные договоры купли-продажи мощности (свободные договоры купли-продажи электрической энергии и мощности) заключаются между поставщиками и покупателями мощности, расположенными в одной и той же зоне свободного перетока.

Объем мощности генерирующего оборудования, продаваемый поставщиком по совокупности заключенных им регулируемых договоров, свободных договоров купли-продажи мощности (свободных договоров купли-продажи электрической энергии и мощности), не может превышать объем фактически поставленной на оптовый рынок мощности этого генерирующего оборудования, определенный в соответствии с разделом IV настоящих Правил, отобранный по результатам конкурентного отбора мощности и не проданный по иным договорам в соответствии с установленной пунктом 121 настоящих Правил очередностью исполнения обязательств по продаже мощности по различным договорам, заключенным одним поставщиком мощности. Особенности обращения мощности в случае превышения объема мощности, продаваемого по регулируемым договорам, над фактически поставленным на оптовый рынок объемом мощности устанавливаются пунктом 121 настоящих Правил. Снижение объема мощности, поставляемого по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности), вследствие уменьшения объема мощности, фактически поставленного на оптовый рынок, происходит одновременно по всем таким договорам пропорционально их объемам.

Объем мощности, покупаемый по совокупности свободных договоров, не может превышать:

для покупателей, самостоятельно планирующих потребление в соответствии с пунктом 105 настоящих Правил, - объем мощности, составляющий определенные в соответствии с указанным пунктом плановые обязательства по покупке мощности, уменьшенный на объем мощности, покупаемый по указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил договорам и уменьшенный на 1 МВт;

для остальных покупателей - объем мощности, составляющий их фактические обязательства по покупке мощности, уменьшенный на объем мощности, покупаемый по указанным в подпунктах 1, 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил договорам и уменьшенный на 1 МВт.

118. Объем мощности, поставленный по свободному договору купли-продажи мощности (свободному договору купли-продажи электрической энергии и мощности) в соответствии с пунктом 117 настоящих Правил, учитывается:

при определении для покупателя по такому договору объема мощности, который оплачивается им по договорам купли-продажи (поставки) мощности по итогам конкурентного отбора мощности, путем уменьшения этого объема;

при определении для продавца по такому договору объема мощности, который оплачивается ему по договорам купли-продажи (поставки) мощности по итогам конкурентного отбора мощности, путем уменьшения этого объема.

119. По договорам, указанным в подпунктах 7 и 10 пункта 4 настоящих Правил, участник оптового рынка продает мощность в объеме, фактически поставленном на оптовый рынок, определенном в соответствии с положениями раздела IV настоящих Правил, но не более объемов мощности, указанных в договорах (с учетом допускаемых договорами количественных отклонений), уменьшенных на объем, произведенный данным участником и приходящийся на обеспечение потребления мощности в его группах точек поставки.

Объем мощности, произведенный участником оптового рынка и приходящийся на покрытие потребления мощности в его группах точек поставки, определяется организацией коммерческой инфраструктуры в результате установленной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка процедуры определения объемов мощности, поставленной каждым поставщиком каждому покупателю. Указанный объем определяется организацией коммерческой инфраструктуры для каждого участника оптового рынка ежемесячно и может быть равен величине от нуля до объема его полного фактического потребления мощности.

Указанные договоры могут заключаться организациями коммерческой инфраструктуры в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Поставка мощности по договорам о предоставлении мощности и договорам купли-продажи мощности объектов новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором поставщиком были выполнены следующие условия в совокупности:

подтверждение системным оператором в результате аттестации генерирующего оборудования по техническим параметрам соответствия значений фактических параметров генерирующего оборудования значениям, указанным в договоре;

регистрация в отношении генерирующего оборудования группы точек поставки на оптовом рынке;

совершение поставщиком мощности всех действий, необходимых для осуществления торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с использованием зарегистрированной группы точек поставки.

Период поставки мощности по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок заканчивается по истечении 10 календарных лет с указанной в договоре даты начала поставки мощности.

Период поставки мощности по договорам купли-продажи мощности новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) заканчивается по истечении 20 календарных лет с указанной в договоре даты начала поставки мощности.

В случае если указанными в подпунктах 7 и 10 пункта 4 настоящих Правил договорами предусмотрено право поставщика на досрочный ввод генерирующего объекта в эксплуатацию, период поставки мощности исчисляется с 1-го числа месяца, следующего за месяцем ввода генерирующего объекта в эксплуатацию, и с этой же даты поставляемая на оптовый рынок мощность подлежит оплате покупателями.

Договором о предоставлении мощности на оптовый рынок может быть предусмотрено право поставщика мощности на отсрочку начала периода ее поставки, но не более чем на 12 месяцев после наступления указанной в договоре даты начала поставки мощности. В течение указанного периода отсрочки к поставщику не могут применяться установленные договором санкции за просрочку начала поставки мощности и за непоставку мощности в течение периода отсрочки. При этом договор должен включать условие, в соответствии с которым право поставщика на указанную отсрочку без применения к нему указанных в договоре санкций возникает только в случае, если поставщик заявил в установленном договором порядке о необходимости воспользоваться правом на отсрочку до даты опубликования информации о проведении очередного конкурентного отбора мощности на год начала поставки мощности по указанному договору.

Договором купли-продажи мощности новой атомной станции или новой гидроэлектростанции (в том числе гидроаккумулирующей станции) может быть предусмотрено право поставщика мощности на отсрочку начала периода ее поставки, но не более чем на 12 месяцев после наступления указанной в договоре даты начала поставки мощности. В течение указанного периода отсрочки к соответствующему поставщику не могут применяться установленные договором санкции за просрочку начала поставки мощности и за непоставку мощности в течение периода отсрочки. При этом договор должен включать условие, в соответствии с которым право поставщика на указанную отсрочку без применения к нему указанных в договоре санкций возникает только при условии заявления поставщиком в установленном договором порядке о необходимости воспользоваться правом на отсрочку до 1 июля года, предшествующего году, в котором в соответствии с договором должен был начаться период поставки мощности.

Во всех иных случаях поставщики несут установленную договором ответственность за непоставку мощности в срок.

Цена на мощность генерирующего объекта, вводимого в эксплуатацию в соответствии с договорами, указанными в подпункте 10 пункта 4 настоящих Правил, за исключением договоров купли-продажи (поставки) мощности новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), определяется в соответствующих договорах в установленном Правительством Российской Федерации порядке с применением сезонного коэффициента.

Цена на мощность генерирующего объекта, вводимого в эксплуатацию в соответствии с договорами, указанными в подпункте 7 пункта 4 настоящих Правил, устанавливается равной цене, заявленной поставщиками в отношении выбранного инвестиционного проекта, с учетом ее ежегодной индексации и применения сезонного коэффициента.

Цена на мощность генерирующего объекта, вводимого в эксплуатацию в соответствии с договорами купли-продажи (поставки) мощности новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), определяется в соответствующих договорах:

для генерирующих объектов, в отношении которых договоры заключены по итогам отбора инвестиционных проектов, проводимого за 5 и более лет, - в соответствии с ценой, заявленной поставщиком при проведении указанного отбора в отношении соответствующего инвестиционного проекта, с учетом индексации в порядке, определенном в таких договорах, и применения сезонного коэффициента;

для иных генерирующих объектов - в установленном федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов порядке исходя из окупаемости капитальных вложений за 25 лет с учетом прогнозируемой в период продажи мощности по таким договорам стоимости электрической энергии на оптовом рынке и применения сезонного коэффициента.

В 2011 и 2012 годах в порядке, определяемом федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, в стоимость мощности атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) подлежат включению денежные средства, необходимые для обеспечения безопасной эксплуатации этих станций и финансирования инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в части, касающейся генерирующих объектов атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), в отношении которых были заключены договоры, указанные в подпункте 10 пункта 4 настоящих Правил. Размер указанных денежных средств и соответствующая их размеру составляющая цены на мощность определяются федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов за вычетом прогнозируемой прибыли поставщика от продажи им в этот же год (годы) электрической энергии на оптовом рынке и размера целевых инвестиционных средств из бюджетных и (или) внебюджетных источников, полученных на эти цели. Включение указанных денежных средств в стоимость мощности атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) производится путем прибавления указанной составляющей цены на мощность к цене на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности. В 2011 году включение указанных денежных средств в стоимость мощности гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) производится путем прибавления указанной составляющей цены на мощность к цене на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности, только в отношении генерирующих объектов, расположенных в первой ценовой зоне оптового рынка.

Цена на мощность, поставляемую с использованием новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) по договорам, указанным в подпункте 10 пункта 4 настоящих Правил, устанавливается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов с учетом:

размера полученных до ввода таких генерирующих объектов в эксплуатацию их собственниками, в том числе бывшими, дополнительных денежных средств для финансирования инвестиционных программ в части всех генерирующих объектов атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), включающих инвестиционную составляющую в составе средств, полученных собственниками от продажи электрической энергии и мощности;

размера целевых инвестиционных средств из бюджетных и (или) внебюджетных источников.

Условия включения в стоимость мощности атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) денежных средств для финансирования инвестиционных программ соответствующих субъектов электроэнергетики с 1 января 2013 г. определяются Правительством Российской Федерации.

В случае если за период поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности размер денежных средств, полученных от продажи на оптовом рынке электрической энергии и мощности, производимой с использованием атомных станций или гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций), составляет менее определенного федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов размера денежных средств, необходимых для безопасной эксплуатации атомных станций или гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) соответственно, то начиная с 2013 года в течение следующего календарного года стоимость мощности, производимой с использованием таких станций и продаваемой по результатам конкурентного отбора мощности, увеличивается на величину, соответствующую величине неполученных денежных средств, необходимых для безопасной эксплуатации этих станций (с учетом процентов на привлечение в предыдущем году кредитных средств на покрытие дефицита средств, необходимых для безопасной эксплуатации), распределенную на 12 месяцев и на совокупный объем мощности, производимой с использованием атомных станций или гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) и продаваемой на оптовом рынке.

120. Поставщик мощности по договору о предоставлении мощности на оптовый рынок вправе отказаться от продажи (поставки) мощности по цене, определяемой в соответствии с указанным договором, с целью продажи (поставки) мощности по цене, определенной по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности. Указанное право поставщика мощности возникает при наличии в совокупности следующих условий:

соблюдение поставщиком мощности установленных договором о предоставлении мощности порядка и срока заявления другим сторонам договора о своем отказе от продажи (поставки) мощности по цене, определяемой в соответствии с договором о предоставлении мощности;

возникновение у поставщика мощности права на заявление об отказе только в отношении указанных в договоре о предоставлении мощности генерирующих объектов, установленная мощность и каждый из технических параметров которых соответствуют требованиям договора;

возникновение у поставщика мощности права на заявление об отказе в отношении указанного в договоре о предоставлении мощности генерирующего объекта не ранее момента получения поставщиком права на продажу (поставку) мощности этого генерирующего объекта в сроки и при выполнении условий, которые установлены пунктом 119 настоящих Правил.

Поставщик мощности по договору о предоставлении мощности на оптовый рынок вправе отказаться от продажи (поставки) мощности по цене, определяемой в соответствии с указанным договором, в любое время с момента возникновения у него права на такой отказ и до момента истечения срока действия договора о предоставлении мощности.

Поставщик мощности по договору о предоставлении мощности на оптовый рынок, отказавшийся от продажи (поставки) мощности по цене, определяемой в соответствии с указанным договором, осуществляет продажу мощности:

с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором было сделано заявление об отказе, по цене, определенной по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности для этого периода поставки;

с учетом всех установленных настоящими Правилами условий определения объемов и цены продажи (поставки) мощности по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности.

Если заявление об отказе было сделано поставщиком 10-го числа месяца или позднее, продажа мощности по цене, определенной по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности, начинается таким поставщиком с 1-го числа 2-го месяца, следующего за месяцем, в котором было сделано заявление об отказе.

121. Объем мощности, поставленной поставщиком на оптовый рынок, определяется в соответствии с разделом IV настоящих Правил.

При определении очередности выполнения участником оптового рынка обязательств по поставке мощности с использованием предусмотренных настоящими Правилами способов торговли в первую очередь поставленной покупателям считается мощность для исполнения обязательств по ее поставке, предусмотренных регулируемыми договорами и договорами, указанными в подпунктах 8 и 10 пункта 4 настоящих Правил. Во вторую очередь поставленной считается мощность для исполнения обязательств по ее поставке, предусмотренных договорами, указанными в подпункте 7 пункта 4 настоящих Правил. В третью очередь поставленной считается мощность для исполнения обязательств по ее поставке, предусмотренных договорами, указанными в подпункте 11 пункта 4 настоящих Правил. В четвертую очередь поставленной считается мощность для исполнения обязательств по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности). В пятую очередь поставленной считается мощность для исполнения обязательств по ее поставке по договорам купли-продажи, заключенным по результатам конкурентного отбора мощности.

В случае если фактически поставленный на оптовый рынок объем мощности генерирующего оборудования меньше объема мощности, составляющего обязательства поставщика по поставке мощности на оптовый рынок по регулируемым договорам, поставщик приобретает недостающий объем мощности, соответствующий разнице между указанными объемами, по максимальной из цены продажи мощности указанным поставщиком по регулируемому договору и цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности по соответствующей группе точек поставки.

В случае если предельный объем поставки мощности генерирующего оборудования меньше объема мощности, составляющего обязательства поставщика по поставке мощности на оптовый рынок:

по договорам, указанным в подпунктах 8 и 10 пункта 4 настоящих Правил, поставщик несет ответственность в соответствии с указанными договорами;

по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным по результатам конкурентного отбора мощности, а также по договорам, указанным в подпунктах 7 и 11 пункта 4 настоящих Правил, поставщик уплачивает покупателю мощности по соответствующему договору штраф в размере 25 процентов стоимости объема мощности, составляющего разницу между объемом, предусмотренным договором, и приходящейся на соответствующий договор частью предельного объема поставки мощности.

122. Объем мощности, приобретаемый за месяц покупателем, не планирующим самостоятельно в соответствии с пунктом 105 настоящих Правил потребление указанного объема, равен сумме объема мощности, приобретаемого по регулируемым договорам, и произведения коэффициента фактического наличия мощности и величины, на которую объем его фактического пикового потребления в соответствующем месяце превышает объем мощности, определенный для него в прогнозном балансе на указанный месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарный объем мощности, определенный для покупателя в прогнозном балансе на указанный месяц, если это покупатель, функционирующий в отдельных частях ценовых зон). При этом из объема фактического пикового потребления исключаются объемы фактического пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Коэффициент фактического наличия мощности определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из соотношения поставленного на оптовый рынок объема мощности, подлежащего оплате в зоне свободного перетока, за исключением объемов поставки мощности по регулируемым договорам, и совокупного объема пикового потребления в этой зоне свободного перетока, уменьшенного на объем пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, а также на минимальное значение из объема пикового потребления покупателя и объема мощности, определенного для него в прогнозном балансе на соответствующий месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарного объема мощности, определенного для покупателя в прогнозном балансе на соответствующий месяц, если это покупатель, функционирующий в отдельных частях ценовых зон), с учетом особенностей, установленных настоящим пунктом для покупателей, самостоятельно планирующих потребление, и производителей электрической энергии. В целях расчета коэффициента фактического наличия мощности под объемом пикового потребления понимается:

для покупателей, не планирующих самостоятельно в соответствии с пунктом 105 настоящих Правил потребление, - объем фактического пикового потребления;

для покупателей, планирующих самостоятельно в соответствии с пунктом 105 настоящих Правил потребление, - максимальный из объема фактического пикового потребления и объема планового пикового потребления.

Объем фактического пикового потребления определяется для каждого покупателя в порядке, определенном в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из фактического объема потребления им электрической энергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки.

Коэффициенты фактического наличия мощности для зон свободного перетока определяются с учетом следующего ограничения: значение коэффициента фактического наличия мощности в каждой зоне свободного перетока одной ценовой зоны не должно превышать более чем на 30 процентов средневзвешенную величину коэффициента фактического наличия мощности в зонах свободного перетока этой ценовой зоны по объемам совокупного пикового потребления покупателей в зоне свободного перетока, уменьшенного на объем пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды и на минимальный объем из объема пикового потребления покупателя и объема мощности, определенного для него в прогнозном балансе на соответствующий месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарного объема мощности, определенного для покупателя в прогнозном балансе на указанный месяц, если это покупатель, функционирующий в отдельных частях ценовых зон).

Для каждого покупателя, заявившего в соответствии с пунктом 105 настоящих Правил плановый объем пикового потребления, организация коммерческой инфраструктуры исходя из заявленных значений в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка формирует плановые обязательства по покупке мощности на каждый месяц года, на который осуществлялось планирование, в объеме, равном произведению объема заявленного участником планового пикового потребления и планового коэффициента резервирования.

Если объем планового пикового потребления равен или больше фактического пикового потребления, покупатель, самостоятельно планирующий потребление, покупает мощность в объеме, определяемом исходя из объема планового пикового потребления, увеличенного на плановый коэффициент резервирования.

Если объем планового пикового потребления меньше фактического пикового потребления, указанный покупатель покупает мощность:

в пределах объема планового пикового потребления - с учетом планового коэффициента резервирования;

в части превышения фактического объема пикового потребления над плановым - с учетом максимального из значений планового коэффициента резервирования и коэффициента фактического наличия мощности и по цене, равной максимальному из значений цены, определенной по итогам конкурентного отбора мощности, увеличенной на 25 процентов, и средневзвешенной величины из цен продажи мощности по договорам о предоставлении мощности в соответствующей ценовой зоне в соответствующем расчетном периоде с учетом сезонного коэффициента.

Особенности определения плановых часов пиковой нагрузки для гидроаккумулирующих электростанций устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Обязательства по покупке мощности для участника с регулируемым потреблением определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в том числе исходя из объемов фактического пикового потребления с учетом отклонений по внешней инициативе и собственной инициативе.

Объем мощности, приобретаемый за месяц участником оптового рынка, уменьшается на объем мощности, произведенный данным участником и приходящийся на обеспечение потребления мощности в его группах точек поставки.

123. Покупка мощности в объеме, определенном для покупателя в соответствии с пунктом 122 настоящих Правил, осуществляется:

по регулируемым договорам;

по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности);

по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил;

по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным по результатам конкурентных отборов мощности коммерческим представителем продавцов и покупателей мощности в их интересах.

Объем мощности, покупаемой по регулируемым договорам, определяется в соответствии с разделом VI настоящих Правил.

Объем мощности, покупаемой по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности), определяется в соответствии с пунктом 117 настоящих Правил.

Объем мощности, покупаемой по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил, определяется в соответствии с пунктом 124 настоящих Правил.

Объем мощности, покупаемой по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным по результатам конкурентных отборов мощности, равен объему, на который определенные для покупателя в соответствии с пунктом 122 настоящих Правил обязательства по покупке мощности превышают объем мощности, покупаемый им на оптовом рынке по регулируемым договорам, по свободным договорам купли-продажи мощности (свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности) и по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил. Обязательства покупателя по таким договорам формируются исходя из цен, определенных по результатам конкурентного отбора мощности для зоны свободного перетока, в которой расположено энергопотребляющее оборудование этого покупателя, с учетом ежегодной индексации этих цен, осуществляемой организацией коммерческой инфраструктуры, на условиях и в порядке, установленных настоящими Правилами, и умноженных на сезонный коэффициент. В случае несоответствия величин фактического пикового потребления покупателей в расчетном периоде и величин пикового потребления, указанных в пункте 124 настоящих Правил, исходя из которых формируются обязательства по покупке мощности по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил, обязательства покупателей изменяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

При формировании стоимости продажи (покупки) мощности по результатам конкурентного отбора мощности сумма превышения обязательств покупателей в ценовой зоне над требованиями поставщиков в ценовой зоне (требований поставщиков над обязательствами покупателей), рассчитанных исходя из цен на мощность, определенных в соответствии с настоящими Правилами, учитывается при определении итоговой стоимости мощности путем уменьшения или увеличения обязательств покупателей и требований поставщиков по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным по результатам конкурентных отборов мощности в соответствующем месяце в указанной ценовой зоне, в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, с учетом особенностей, установленных для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в пункте 164 настоящих Правил, а также с учетом обязательного распределения величины, рассчитанной в соответствии с пунктом 116 настоящих Правил, на стороны свободного договора, предполагающего поставку мощности от генерирующих объектов гидроэлектростанций, расположенных во второй ценовой зоне, и генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности.

Организация коммерческой инфраструктуры в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке в срок не позднее 90 дней после публикации системным оператором результатов конкурентного отбора мощности на год поставки мощности рассчитывает прогнозную величину суммы превышения обязательств покупателей в ценовой зоне над требованиями поставщиков в ценовой зоне (требований поставщиков над обязательствами покупателей) на год поставки мощности. Расчет указанной величины производится исходя из объемов и цен мощности, определенных для поставщиков по итогам конкурентных отборов мощности на год поставки мощности, с учетом особенностей оплаты мощности атомных станций и гидроэлектростанций, установленных пунктом 119 настоящих Правил, объемов спроса на мощность, учтенных при проведении этих конкурентных отборов мощности, объемов мощности, продажа которых планируется в указанном году по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил.

124. Участники оптового рынка (за исключением организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью) покупают мощность, поставляемую на основании договоров, указанных в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил, в объемах, определенных в соответствии с настоящим пунктом.

По договорам, предусмотренным подпунктами 8 и 10 пункта 4 настоящих Правил, каждый участник оптового рынка покупает мощность в объеме, определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, соответствующем части объема мощности каждого генерирующего объекта в соответствующем месяце по указанным договорам в указанной ценовой зоне, пропорциональной разности пикового потребления и объема мощности, определенного для него в прогнозном балансе на соответствующий месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарного объема мощности, определенного для покупателя в прогнозном балансе на указанный месяц, если это покупатель, функционирующий в отдельных частях ценовых зон). При этом из указанных объемов пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

По договорам, указанным в подпунктах 7 и 11 пункта 4 настоящих Правил, каждый участник оптового рынка покупает мощность в объеме, определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, соответствующем части продаваемого в соответствующей зоне свободного перетока объема мощности каждого генерирующего объекта в соответствующем месяце по указанным договорам, пропорционального объему разности пикового потребления и объема мощности, определенного для него в прогнозном балансе на соответствующий месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарного объема мощности, определенного для покупателя в прогнозном балансе на указанный месяц, если это покупатель, функционирующий в отдельных частях ценовых зон). При этом из указанных объемов пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.

В случае если генерирующий объект, мощность которого поставляется в вынужденном режиме, был отнесен к указанной категории с целью обеспечения теплоснабжения потребителей, необходимого для функционирования систем жизнеобеспечения, то производимая с использованием такого генерирующего объекта мощность продается по договорам, указанным в подпункте 11 пункта 4 настоящих Правил, покупателям, функционирующим в субъекте Российской Федерации, в котором расположен такой генерирующий объект. При этом каждый покупатель в соответствующем регионе покупает мощность в объеме, определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, равном части мощности, производимой с использованием такого генерирующего объекта и продаваемой в этой зоне свободного перетока, пропорциональной разности объема пикового потребления и объема мощности, определенного для него в прогнозном балансе на соответствующий месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарного объема мощности, определенного для покупателя в прогнозном балансе на указанный месяц, если это покупатель, функционирующий в отдельных частях ценовых зон). При этом из указанных объемов пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.

Часть объема мощности генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, и генерирующих объектов, определенных по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии, которая не оплачивается покупателями, функционирующими в зоне свободного перетока, в которой расположены эти объекты, вследствие выполнения положений пункта 122 настоящих Правил об ограничении значения коэффициента фактического наличия мощности в каждой зоне свободного перетока, оплачивается по договорам, указанным в подпунктах 8 и 11 пункта 4 настоящих Правил, покупателями, функционирующими в остальных зонах свободного перетока соответствующей ценовой зоны. При этом указанная часть объема мощности распределяется по договорам с такими покупателями пропорционально разности объема пикового потребления покупателя и объема мощности, определенного для них в прогнозном балансе на соответствующий месяц для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей (либо суммарного объема мощности, определенного для покупателя в прогнозном балансе на указанный месяц, если это покупатели, функционирующие в отдельных частях ценовых зон), уменьшенного на объемы пикового потребления электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.

Объем покупки мощности участника оптового рынка по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил, уменьшается на объем, произведенный данным участником с использованием генерирующих объектов, в отношении которых заключены соответствующие договоры, и приходящийся на покрытие потребления мощности в его группах точек поставки.

При изменении субъектного состава оптового рынка и (или) при определении новых или исключении существующих групп точек поставки, с использованием которых осуществляется покупка мощности на оптовом рынке, объемы подлежащей покупке мощности, поставляемой по договорам, указанным в подпунктах 7, 8, 10 и 11 пункта 4 настоящих Правил, изменяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка без изменения при этом совокупного объема мощности, подлежащего покупке в соответствующей ценовой зоне оптового рынка (зоне свободного перетока для договоров, указанных в подпункте 8 пункта 4 настоящих Правил).

125. В отношении генерирующих объектов, отнесенных в установленном порядке к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, при условии выполнения требований, установленных в абзацах восьмом - десятом пункта 114 настоящих Правил, поставщики продают по ценам, установленным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, объемы мощности, фактически поставленные на оптовый рынок, определенные в соответствии с положениями раздела IV настоящих Правил и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, за исключением объемов мощности, поставленных по регулируемым договорам. Продажа электрической энергии, производимой на указанных генерирующих объектах, не проданной по регулируемым договорам, производится по свободным (нерегулируемым) ценам, а также по цене, установленной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, в случаях, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Цена продажи мощности указанных генерирующих объектов определяется федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов:

в 2011 году (для генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2008 г.) - с учетом прогнозной прибыли от продажи электрической энергии и мощности, вырабатываемой на всех генерирующих объектах, отнесенных на 1 января 2011 г. к группам точек поставки, зарегистрированных за участником оптового рынка, в отношении которого зарегистрирована или была зарегистрирована на 1 января 2011 г. группа точек поставки указанного генерирующего оборудования. При этом цена продажи мощности не может быть меньше минимальной величины из цены мощности, определенной по итогам конкурентного отбора мощности для покупателей зоны свободного перетока мощности, к которой отнесено соответствующее генерирующее оборудование, и величины, определенной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов исходя из условия компенсации затрат на производство электрической энергии и мощности;

в 2012 году - с учетом прогнозной прибыли от продажи электрической энергии и мощности, вырабатываемой в 2012 году на всех генерирующих объектах, отнесенных на 1 января 2011 г. к группам точек поставки, зарегистрированных за участником оптового рынка, и фактически полученной прибыли (убытков) от реализации электрической энергии за 2011 год, если в течение 2011 года мощность этого объекта поставлялась в вынужденном режиме. При этом цена продажи мощности не может быть меньше минимальной величины из цены мощности, определенной по итогам конкурентного отбора мощности для покупателей зоны свободного перетока мощности, к которой отнесено соответствующее генерирующее оборудование, и величины, определенной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов исходя из условия компенсации затрат на производство электрической энергии и мощности;

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 06.10.2011 N 813, от 29.12.2011 N 1178)

в последующие годы - с учетом прогнозной прибыли от продажи электрической энергии, вырабатываемой с использованием соответствующего объекта.

В 2011 году, в случае если к группе точек поставки отнесено генерирующее оборудование, введенное в эксплуатацию после 31 декабря 2007 г., поставляющее мощность в вынужденном режиме, федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов устанавливается цена продажи мощности в отношении указанной группы точек, равная максимальной цене на мощность для проведения конкурентного отбора мощности, определенной Правилами определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентного отбора мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 10 апреля 2010 г. N 238, а для зон свободного перетока, для которых указанная максимальная цена на мощность не применяется, - равная цене, определенной в соответствующей зоне свободного перетока для покупателей по итогам конкурентного отбора мощности.

Особенности определения стоимости мощности, в том числе порядок применения цен, установленных федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, и сезонных коэффициентов, устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В период с 1 января до 1 апреля 2011 г. в отношении генерирующих объектов, отнесенных в установленном порядке к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме при условии выполнения требований, установленных в абзацах восьмом - десятом пункта 114 настоящих Правил, поставщики продают по ценам, установленным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов исходя из условия компенсации затрат на производство электрической энергии и мощности, объемы мощности, фактически поставленные на оптовый рынок, определенные в соответствии с положениями раздела IV настоящих Правил и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, за исключением объемов мощности, поставленных по регулируемым договорам. В период с 1 января до 1 апреля 2011 г. в отношении указанных генерирующих объектов, расположенных в первой ценовой зоне, поставщики продают по ценам, установленным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов исходя из условия компенсации затрат на производство электрической энергии и мощности, объемы электрической энергии, определенные по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед. При этом особенности участия поставщиков в отношении объемов электрической энергии, производимых на указанных генерирующих объектах, в конкурентных отборах ценовых заявок на сутки вперед и для балансирования системы (в том числе особенности определения объемов, цен и стоимости электрической энергии) устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Абзац - Утратил силу.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

Участник оптового рынка в отношении генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме и введенных в эксплуатацию после 31 декабря 2007 г., вправе обратиться в Правительственную комиссию по вопросам развития электроэнергетики. В соответствии с предложениями этой Комиссии на основании решения Правительства Российской Федерации цена на мощность указанных генерирующих объектов определяется федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов так же, как цена генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме и введенных в эксплуатацию до 1 января 2008 г. При этом цена на мощность, поставляемую в текущем периоде регулирования указанными участниками оптового рынка по регулируемым договорам в ценовых зонах оптового рынка, не пересматривается.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 06.10.2011 N 813)

126. Для устранения или снижения технологических ограничений на максимально возможные перетоки электрической энергии между зонами свободного перетока в ценовых зонах оптового рынка результаты долгосрочных и корректировочных отборов мощности, сведения о размещении генерирующих объектов и их технических параметрах, а также сведения о генерирующих объектах, в отношении которых заключены договоры, предусмотренные подпунктом 10 пункта 4 настоящих Правил, и генерирующих объектах, вводимых в эксплуатацию в соответствии с порядком и условиями финансирования объектов по производству электрической энергии и мощности в целях формирования перспективного технологического резерва мощности, берутся за основу при формировании или внесении изменений в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует государство, в инвестиционные программы территориальных сетевых организаций и иных субъектов, отнесенных к числу субъектов электроэнергетики, инвестиционные программы которых утверждаются и контролируются уполномоченным федеральным органом власти, а также в инвестиционные программы газораспределительных (газотранспортных) организаций, в уставных капиталах которых участвует государство. Для этого системный оператор ежегодно, в срок, не превышающий 3 месяцев после проведения конкурентного отбора мощности, формирует и направляет в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, предложения по строительству (модернизации) электросетевых объектов для их учета при формировании инвестиционных программ субъектов электроэнергетики или при внесении в них изменений, а также (по результатам рассмотрения указанных предложений) в срок, не превышающий 3 месяцев до опубликования информации для проведения очередного конкурентного отбора мощности, - предложения по объединению зон свободного перетока и (или) увеличению максимальных объемов поставки мощности между зонами свободного перетока.

127. Конкурентный отбор для балансирования системы производится в форме расчета объемов производства электрической энергии на генерирующем оборудовании, установленная генерирующая мощность которого составляет не менее 5 МВт, и объемов потребления на энергопринимающих устройствах участников с регулируемым потреблением на час поставки электрической энергии, а также цен продажи (покупки) отклонений в указанный час.

Участник оптового рынка покупает электрическую энергию по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в размере отклонения, соответствующего снижению объема производства (увеличению объема потребления).

Участник оптового рынка продает электрическую энергию по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в размере отклонения, соответствующего увеличению объема производства (снижению объема потребления).

128. Стоимость отклонений определяется в соответствии с настоящим разделом в отношении каждого участника оптового рынка за расчетный период исходя из:

а) цен на электрическую энергию, определяемых в результате конкурентного отбора заявок для балансирования системы для каждого часа и применяемых в зависимости от направления изменения объемов и причины его возникновения (по собственной инициативе участника оптового рынка или по причине, не зависящей от участника оптового рынка и вызванной действиями иных участников оптового рынка, владельцев объектов электросетевого хозяйства, организации коммерческой инфраструктуры или системного оператора (далее - внешняя инициатива));

б) размеров отклонений по собственной инициативе участника оптового рынка и по внешней инициативе.

129. Участники оптового рынка, функционирующие в неценовых зонах оптового рынка, оплачивают отклонения, в том числе отклонения, соответствующие изменениям объемов перетоков электрической энергии по границе с ценовой зоной оптового рынка, в соответствии с разделом XIII настоящих Правил и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

130. Организации, осуществляющие экспортно-импортные операции, оплачивают отклонения по группам точек поставки, расположенным на линиях электропередачи, пересекающих государственную границу Российской Федерации, на границе ЕЭС России и иностранных энергосистем, с учетом подпункта 28 пункта 40 настоящих Правил.

131. Конкурентный отбор заявок для балансирования системы обеспечивает отдельно для каждой ценовой зоны формирование:

цен на электрическую энергию, применяемых в зависимости от направления изменения объемов (далее - цены для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов);

объемов электрической энергии, запланированных для производства и потребления в группах точек поставки поставщиков и участников с регулируемым потреблением (далее - диспетчерские объемы электрической энергии), на основе которых определяются отклонения по внешней инициативе;

условной стоимости единицы электрической энергии, соответствующей диспетчерским объемам электрической энергии (далее - индикатор стоимости).

Конкурентный отбор заявок для балансирования системы осуществляется исходя из критерия минимизации (с учетом текущих условий функционирования ЕЭС России) стоимости диспетчерских объемов электрической энергии.

При конкурентном отборе заявок для балансирования системы диспетчерские объемы электрической энергии и соответствующие им цены рассчитываются с помощью расчетной модели, используемой для конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед. Значения параметров и ограничений, используемых для описания этой модели, а также предусмотренные пунктом 81 настоящих Правил сведения и прогнозные объемы потребления должны обновляться системным оператором при проведении конкурентного отбора заявок для балансирования системы с периодичностью, определенной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

132. При конкурентном отборе для балансирования системы учитываются следующие типы заявок:

1) ценовые и ценопринимающие заявки поставщиков электрической энергии, поданные ими для участия в конкурентном отборе на сутки вперед на рассматриваемый час поставки;

2) ценовые и ценопринимающие заявки организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции, поданные для участия в конкурентном отборе на сутки вперед на рассматриваемый час поставки, при условии, что договор между системным оператором и организацией, осуществляющей функции оперативно-диспетчерского управления в соответствующей энергосистеме, предусматривает участие иностранной стороны в почасовом формировании действующей (актуальной) расчетной модели и выполнение условий информационного обмена и других требований системного оператора, определенных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

3) ценовые и ценопринимающие заявки участников с регулируемым потреблением, подаваемые в срок и в порядке, которые определяются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

При этом в случае введения в установленном порядке в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике в каждой ценовой заявке на продажу электрической энергии, подаваемой участником с регулируемым потреблением с целью участия в конкурентном отборе для балансирования системы (за исключением ценопринимающих заявок), указываются цены на электрическую энергию, средневзвешенная величина которых не превышает индикативную цену на электрическую энергию для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, установленную федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов для субъекта Российской Федерации, к которому отнесена в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка группа точек поставки указанного участника;

4) ценопринимающие заявки на увеличение или уменьшение объемов производства (потребления) электрической энергии (далее - оперативные заявки), направляемые для корректировки заявок, поданных в соответствии с подпунктами 1-3 настоящего пункта. Оперативные заявки подаются системному оператору до начала конкурентного отбора заявок для балансирования системы в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

133. Заявки, поданные в отношении групп точек поставки, прием заявок в отношении которых приостановлен в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, при конкурентном отборе на сутки вперед и при конкурентном отборе для балансирования системы не учитываются.

134. При проведении конкурентного отбора заявок для балансирования системы системный оператор в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка включает в диспетчерские объемы электрической энергии в дополнение к объемам, производимым с использованием генерирующей мощности, соответствующей установленным системным оператором согласно пунктам 7 и 143 настоящих Правил минимальным значениям, объемы, на которые в заявках, учитываемых при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с пунктами 132 и 133 настоящих Правил, указана наиболее низкая цена с учетом стоимости потерь и системных ограничений, при условии, что на заявленные объемы прогнозируется соответствующий этим объемам уровень спроса.

135. Объемы электрической энергии, указанные в учитываемых ценопринимающих и оперативных заявках, включаются в диспетчерские объемы электрической энергии, за исключением следующих случаев:

1) отсутствие технологической возможности осуществления поставок электрической энергии в требуемых объемах;

2) превышение объема электрической энергии, указанного в ценопринимающих заявках и оперативных заявках на увеличение производства (уменьшение потребления) по отношению к плановому почасовому производству (потреблению), над прогнозируемым системным оператором на рассматриваемый час ростом фактического потребления электрической энергии с учетом потерь;

3) превышение объема потребления электрической энергии с учетом потерь, прогнозируемого системным оператором на рассматриваемый час, над суммарным плановым почасовым производством, уменьшенным на объем электрической энергии, указанный в ценопринимающих заявках и оперативных заявках на уменьшение производства и увеличение потребления электрической энергии.

136. В случаях, указанных в пункте 135 настоящих Правил, диспетчерский объем электрической энергии определяется в процессе конкурентного отбора заявок для балансирования системы с учетом очередности, установленной подпунктами 1, 2 и 5 пункта 87 настоящих Правил.

Объемы производства (потребления) электрической энергии, указанные в заявках, не отнесенных к типам заявок, которые учитываются в соответствии с пунктами 132-134 настоящих Правил при конкурентном отборе, а также объемы, на которые не были поданы ценовые заявки, включаются в диспетчерские объемы электрической энергии в последнюю очередь после объемов электрической энергии, указанных в учитываемых при конкурентном отборе заявках.

137. Величина отклонения по внешней инициативе определяется на каждый час в каждой группе точек поставки поставщиков и участников с регулируемым потреблением путем сложения разницы между диспетчерским объемом электрической энергии и объемом планового почасового производства (потребления) и величины отклонений, возникших по независящей от указанных субъектов причине в результате действия систем автоматического регулирования, противоаварийной автоматики и (или) выполнения команд и распоряжений, полученных от системного оператора в течение часа поставки в соответствии с пунктом 152 настоящих Правил, и величины отклонения, обусловленного формированием внутричасовых значений активной мощности на основании значений почасовых объемов электрической энергии, запланированных для производства по итогам конкурентного отбора для балансирования системы, с учетом отклонений по собственной регулировочной инициативе по уменьшению (увеличению).

В случае если разница между объемами фактического производства (потребления) электрической энергии и планового почасового производства (потребления) участника оптового рынка в соответствующий час суток не совпадает с величиной отклонения по внешней инициативе, отличие указанных величин считается величиной отклонения по его собственной инициативе. Отклонения по собственной инициативе рассчитываются по каждой группе точек поставки.

Отклонения, произошедшие на энергопринимающих объектах потребителей, не относящихся к категории участников с регулируемым потреблением, признаются отклонениями по внешней инициативе, если они возникли в результате введения в установленном порядке ограничения режима потребления по основаниям, не связанным с нарушением такими потребителями своих обязательств по заключенным на оптовом рынке договорам, или в результате объявления в установленном порядке на рассматриваемый час системным оператором угрозы возникновения аварийной ситуации. Величины отклонений по внешней инициативе в этом случае определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка указанная величина отклонения по внешней инициативе может быть разделена на составляющие величины отклонений по внешней инициативе в зависимости от очередности их формирования.

138. Индикаторы стоимости определяются на каждый час суток фактической поставки в каждом узле расчетной модели с соблюдением следующих условий (за исключением случаев необходимости учета положений пунктов 136 и 139 настоящих Правил):

1) индикаторы стоимости одинаковы для всех диспетчерских объемов электрической энергии, отнесенных к одному узлу расчетной модели;

2) индикатор стоимости не может быть ниже цены, указанной поставщиком электрической энергии в заявке, которая учитывается согласно пунктам 132-134 настоящих Правил при конкурентном отборе заявок для балансирования системы, в отношении объема электрической энергии, включенного в диспетчерский объем электрической энергии для данного поставщика;

3) индикатор стоимости не может быть выше цены, указанной участником с регулируемым потреблением в заявке, которая учитывается согласно пунктам 132 и 133 настоящих Правил при конкурентном отборе заявок для балансирования системы, в отношении объема электрической энергии, включенного в диспетчерский объем электрической энергии для данного участника.

139. Индикаторы стоимости должны также отражать влияние системных ограничений (в пределах наиболее высокой стоимости производства электрической энергии из указанных в поданных в соответствующей ценовой зоне ценовых заявках на объемы электрической энергии, вырабатываемые генерирующими объектами с соблюдением устанавливаемых системным оператором в соответствии с пунктами 7 и 143 настоящих Правил ограничений на плановое почасовое производство) и стоимость потерь электрической энергии, зависящих от электроэнергетических режимов, соответствующих диспетчерским объемам электрической энергии.

140. Цена для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов определяется на каждый час суток фактической поставки в каждом узле расчетной модели. Ценой для балансирования системы при увеличении объемов является максимальная величина из значения индикатора стоимости и равновесной цены на электрическую энергию в соответствующем узле расчетной модели. Ценой для балансирования системы при уменьшении объемов является минимальная из указанных величин.

В период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике ценой для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов является максимальная (минимальная) из следующих величин:

значение индикатора стоимости в соответствующем узле расчетной модели;

определяемая в соответствии с пунктом 99 настоящих Правил стоимость единицы электрической энергии в субъекте Российской Федерации, к которому отнесен указанный узел расчетной модели.

В случаях, предусмотренных пунктом 91 настоящих Правил, цены для балансирования системы, объемы и стоимость отклонений определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

141. Предварительно рассчитанные объемы обязательств и требований участников оптового рынка по оплате отклонений определяются за расчетный период как сумма определенных на каждый час расчетного периода расчетных показателей стоимости соответствующих отклонений.

Расчетный показатель стоимости отклонения участника оптового рынка определяется на каждый час расчетного периода как произведение величины отклонения с учетом инициативы его возникновения и направления изменения объемов на величину, применяемую для предварительного расчета стоимости отклонений и определяемую в узле расчетной модели, к которому относится группа точек поставки данного участника, в соответствии с требованиями настоящего пункта.

Стоимость объемов электрической энергии, соответствующих составляющей величине отклонения по внешней инициативе, обусловленной формированием внутричасовых значений активной мощности на основании значений почасовых объемов электрической энергии, запланированных для производства по итогам конкурентного отбора для балансирования системы, определяется на основе индикаторов стоимости в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

При увеличении поставщиками объема производства электрической энергии по внешней инициативе:

стоимость объемов электрической энергии, указанных в заявках, которые учитываются при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с подпунктами 1-3 пункта 132 настоящих Правил, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наибольшей величины из индикатора стоимости и цены, указанной в таких заявках;

стоимость объемов электрической энергии, указанных в заявках, которые учитываются при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с подпунктами 1-3 пункта 132 настоящих Правил, в части отклонения, соответствующего превышению предоставленного участником в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка минимального почасового значения мощности генерирующего оборудования над плановым почасовым производством, в случае установления системным оператором дополнительных ограничений на минимальные почасовые значения мощности генерирующего оборудования рассчитывается на основании индикатора стоимости;

стоимость объемов электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наибольшей величины из индикатора стоимости и соответствующей ставки водного налога, применяемой при использовании водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики (ставки платы за пользование водными объектами или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов в целях производства электрической энергии);

стоимость объемов электрической энергии, производимой на гидроаккумулирующих электростанциях, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наибольшей величины из индикатора стоимости и величины удельных затрат таких электростанций в насосном режиме;

стоимость объемов электрической энергии, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам, а также объемов электрической энергии, заявки на которые не подавались или не соответствовали предусмотренным пунктами 132 и 133 настоящих Правил требованиям к заявкам, учитываемым при конкурентном отборе для балансирования системы, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании индикатора стоимости;

в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике стоимость объемов электрической энергии, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам, а также объемов электрической энергии, заявки на которые не подавались или не соответствовали предусмотренным пунктами 132 и 133 настоящих Правил требованиям к заявкам, учитываемым при конкурентном отборе для балансирования системы, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании минимального из значений индикатора стоимости и регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, утвержденной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в отношении соответствующей электростанции поставщика (в отношении объемов электрической энергии, производимой на генерирующем оборудовании электростанций) и предназначенной для применения в период действия введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике;

стоимость объемов электрической энергии, производимой на генерирующих объектах, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности, в том числе объемов, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наименьшего значения из регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленной для данного поставщика федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, и величины, используемой для расчета стоимости указанных объемов электрической энергии, производимой на генерирующем оборудовании соответствующего типа.

Величина удельных затрат гидроаккумулирующих станций в насосном режиме определяется организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в том числе исходя из:

равновесных цен на электрическую энергию и (или) величин стоимости единицы электрической энергии в соответствующем субъекте Российской Федерации в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике;

объемов потребления электроэнергии в насосном режиме.

При снижении поставщиками объема производства электрической энергии по внешней инициативе:

стоимость объемов электрической энергии, указанных в заявках, которые учитываются при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с подпунктами 1-3 пункта 132 настоящих Правил, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наименьшей величины из индикатора стоимости и определенной в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка средневзвешенной цены, указанной в таких заявках;

стоимость объемов электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наименьшей величины из индикатора стоимости и соответствующей ставки водного налога, применяемой при использовании водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики (ставки платы за пользование водными объектами или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии);

стоимость объемов электрической энергии, производимой на гидроаккумулирующих электростанциях, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наименьшей величины из индикатора стоимости и величины удельных затрат таких электростанций в насосном режиме;

стоимость объемов электрической энергии, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам, а также объемов электрической энергии, заявки на которые не подавались или не соответствовали предусмотренным в пунктах 132 и 133 настоящих Правил требованиям к учитываемым при конкурентном отборе для балансирования системы заявкам, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании индикатора стоимости.

При увеличении поставщиками объема производства электрической энергии по собственной инициативе:

стоимость отклонения в отношении гидроэлектростанций рассчитывается на основании наименьшей величины из цены для балансирования системы при уменьшении объемов и соответствующей ставки водного налога, применяемой при использовании водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики (ставки платы за пользование водными объектами или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии);

стоимость объемов электрической энергии, производимой на гидроаккумулирующих электростанциях, в части соответствующего отклонения рассчитывается на основании наименьшей величины из цены для балансирования системы при уменьшении объемов и величины удельных затрат таких электростанций в насосном режиме;

стоимость отклонения в отношении остальных поставщиков рассчитывается на основании наименьшей величины из цены для балансирования системы при уменьшении объемов и цены, указанной на соответствующий отклонению объем в заявках, учитываемых при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с подпунктами 1-3 пункта 132 настоящих Правил.

При снижении поставщиками объема производства электрической энергии по собственной инициативе:

стоимость отклонения в отношении гидроэлектростанций рассчитывается на основании наибольшей величины из цены для балансирования системы при увеличении объемов и соответствующей ставки водного налога, применяемой при использовании водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики (ставки платы за пользование водными объектами или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии);

стоимость отклонения в отношении гидроаккумулирующих электростанций рассчитывается на основании наибольшей величины из цены для балансирования системы при увеличении объемов и величины удельных затрат таких электростанций в насосном режиме;

стоимость отклонения в отношении генерирующих объектов, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности, рассчитывается на основании наибольшей величины из цены для балансирования системы при увеличении объемов и регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленной для данного поставщика федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов;

стоимость отклонения в отношении остальных поставщиков рассчитывается на основании наибольшей величины из цены для балансирования системы при увеличении объемов и цены, указанной в заявках, учитываемых при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с подпунктами 1-3 пункта 132 настоящих Правил, на соответствующий объем, превышающий объем электрической энергии, производимой с использованием соответствующей установленному системным оператором согласно пункту 7 настоящих Правил минимальному значению генерирующей мощности.

При снижении покупателем объема потребления электрической энергии по собственной инициативе стоимость отклонения рассчитывается на основании наименьшей величины из цены для балансирования системы при уменьшении объемов и цены в его заявке, если она учитывается при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с пунктами 132 и 133 настоящих Правил.

При увеличении покупателем объема потребления электрической энергии по собственной инициативе стоимость отклонения рассчитывается на основании наибольшей величины из цены для балансирования системы при увеличении объемов и цены в его заявке, если она учитывается при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с пунктами 132 и 133 настоящих Правил.

При снижении покупателями объема потребления электрической энергии по внешней инициативе стоимость соответствующего отклонения для участников с регулируемым потреблением в отношении не представленных на оптовом рынке отдельной группой точек поставки гидроэлектростанций рассчитывается на основании значения индикатора стоимости, стоимость отклонения для остальных участников с регулируемым потреблением рассчитывается на основании наибольшей величины из значения индикатора стоимости и цены, указанной в заявке, учитываемой при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с пунктами 132 и 133 настоящих Правил, а стоимость отклонения у иных категорий покупателей - на основании удвоенной цены для балансирования системы при увеличении объемов.

При увеличении покупателями объема потребления электрической энергии по внешней инициативе стоимость соответствующего отклонения для участников с регулируемым потреблением в отношении не представленных на оптовом рынке отдельной группой точек поставки гидроэлектростанций рассчитывается на основании значения индикатора стоимости, стоимость отклонения для остальных участников с регулируемым потреблением рассчитывается на основании наименьшей величины из значения индикатора стоимости и определенной в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка соответствующей средневзвешенной цены, указанной в заявках, учитываемых при конкурентном отборе заявок для балансирования системы в соответствии с пунктами 132 и 133 настоящих Правил, а стоимость отклонения у иных категорий покупателей - на основании уменьшенной вдвое цены для балансирования системы при уменьшении объемов.

142. При проведении конкурентного отбора заявок для балансирования системы на час фактической поставки системный оператор также рассчитывает почасовые прогнозные величины диспетчерских объемов электрической энергии, индикаторов стоимости и цен для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов на период, установленный договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Рассчитанные в соответствии с настоящим пунктом величины системный оператор передает организации коммерческой инфраструктуры в объеме, порядке и сроки, которые установлены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В случае если при проведении отбора заявок для балансирования системы системным оператором выявлена невозможность определения соответствующих системным ограничениям объемов или реализации рассчитанных электроэнергетических режимов, а также в иных случаях, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, системный оператор принимает решение о применении для соответствующего часа фактической поставки прогнозных величин диспетчерских объемов, индикаторов стоимости и цен для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов, рассчитанных на данный час при проведении конкурентного отбора заявок на час, ближайший по времени к указанному часу и соответствующий сложившимся условиям.

В случае если организацией коммерческой инфраструктуры зафиксированы нарушения установленных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка требований к порядку проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы, расчет стоимости отклонений в ценовой зоне в целом или в отдельной ее части осуществляется с применением представленных системным оператором прогнозных величин, определенных на данный час при проведении конкурентного отбора заявок для балансирования системы за предыдущие часы фактической поставки, а в случае отсутствия прогнозных величин - с применением индикаторов стоимости, рассчитанных для дня, аналогичного дню фактической поставки по условиям функционирования ЕЭС России.

143. При выборе состава генерирующего оборудования в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил системный оператор определяет максимальные и минимальные почасовые значения генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии. До проведения конкурентного отбора заявок на сутки вперед системный оператор выдает на каждый час в отношении отдельных групп точек поставки, удовлетворяющих установленным системным оператором условиям, диспетчерские команды и (или) распоряжения о снижении максимальных почасовых значений мощности электростанций на определенный объем генерирующей мощности (далее - внешняя регулировочная инициатива).

После проведения конкурентного отбора заявок на сутки вперед и до начала конкурентного отбора заявок для балансирования системы системный оператор определяет суммарный объем генерирующей мощности, на который должны быть дополнительно снижены или увеличены соответственно максимальные или минимальные почасовые значения генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии, и по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы выдает на каждый час в отношении отдельных групп точек поставки, удовлетворяющих установленным системным оператором условиям, диспетчерские команды о снижении (увеличении) по сравнению с ранее запланированными значениями максимальных (минимальных) почасовых значений генерирующей мощности электростанций на величину, в совокупности соответствующую указанному суммарному объему (далее - оперативная внешняя регулировочная инициатива по уменьшению (увеличению)).

В случае если определенное системным оператором максимальное (минимальное) значение генерирующей мощности объекта по производству электрической энергии изменяется без соответствующей внешней регулировочной инициативы системного оператора, такое изменение считается произведенным по собственной инициативе поставщика (далее - собственная регулировочная инициатива по уменьшению (увеличению)).

144. Отклонение по внешней регулировочной инициативе определяется для поставщика на основе зарегистрированного диапазона регулирования активной мощности данного поставщика при участии в регулировании электроэнергетического режима энергосистемы в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в том числе исходя из:

1) максимального объема электрической энергии, указанного в поданной для участия в конкурентном отборе на сутки вперед заявке по цене, которая ниже равновесной цены, и не превышающего объем электрической энергии, производимой с использованием соответствующей установленному системным оператором максимальному значению генерирующей мощности (до его снижения по внешней регулировочной инициативе, но с учетом снижения по собственной регулировочной инициативе);

2) объема планового почасового производства электрической энергии;

3) объема отклонения по внешней инициативе;

4) объема электрической энергии, производимой с использованием соответствующей сниженному по внешней регулировочной инициативе максимальному значению генерирующей мощности;

5) фактического объема производства электрической энергии, учитываемого в конкретной группе точек поставки в соответствующий час.

145. Отклонение по оперативной внешней регулировочной инициативе по уменьшению определяется для поставщика на основе зарегистрированного диапазона регулирования активной мощности данного поставщика при участии в регулировании электроэнергетического режима энергосистемы в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в том числе исходя из:

1) максимального объема электрической энергии, указанного в поданной для участия в конкурентном отборе на сутки вперед заявке по цене, которая ниже индикатора стоимости, и не превышающего объем электрической энергии, производимой с использованием соответствующей установленному системным оператором максимальному значению генерирующей мощности (до его снижения по оперативной внешней регулировочной инициативе, но с учетом снижения по собственной регулировочной инициативе);

2) объема планового почасового производства электрической энергии;

3) объема отклонения по внешней инициативе;

4) объема фактического производства электрической энергии, учитываемой в данной группе точек поставки в соответствующий час;

5) объема электрической энергии, производимой с использованием соответствующего сниженному по оперативной внешней регулировочной инициативе максимальному значению генерирующей мощности.

146. Отклонение по оперативной внешней регулировочной инициативе по увеличению определяется для поставщика в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в том числе исходя из:

1) объемов, указанных в подпунктах 2-4 пункта 145 настоящих Правил;

2) объема электрической энергии, производимой с использованием соответствующего увеличенному по оперативной внешней регулировочной инициативе минимальному значению генерирующей мощности;

3) минимального объема электрической энергии, указанного в поданной для участия в конкурентном отборе на сутки вперед заявке по цене, которая выше индикатора стоимости, и превышающего объем электрической энергии, производимой с использованием соответствующего установленного системным оператором минимального значения генерирующей мощности (до его увеличения по оперативной внешней регулировочной инициативе, но с учетом увеличения по собственной регулировочной инициативе).

147. Отклонение по собственной регулировочной инициативе по уменьшению определяется как разница между объемом электрической энергии, производимой с использованием соответствующей установленному системным оператором максимальному значению генерирующей мощности (до его снижения по внешней регулировочной инициативе), и объемом электрической энергии, производимой с использованием генерирующей мощности, которую поставщик готов предоставить в конкретный час. Отклонение по собственной регулировочной инициативе по увеличению определяется как разница между объемом электрической энергии, производимой с использованием генерирующей мощности, которую поставщик готов предоставить в конкретный час, и объемом электрической энергии, производимой с использованием соответствующей установленному системным оператором минимальному значению генерирующей мощности (до его увеличения по внешней регулировочной инициативе).

148. Предварительно рассчитанный объем требований поставщика увеличивается:

1) на стоимость отклонения по внешней регулировочной инициативе, определяемую как произведение величины такого отклонения и разницы между равновесной ценой и ценой, указанной таким поставщиком в отношении соответствующего объема электрической энергии в ценовой заявке, поданной для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед, если указанный поставщик не подал на рассматриваемый час оперативную ценопринимающую заявку на уменьшение объемов производства. При определении стоимости соответствующего отклонения в отношении генерирующих объектов, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности, вместо равновесной цены используется наименьшая величина из равновесной цены и регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию, установленных для данного поставщика федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов. В период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике стоимость отклонения по внешней регулировочной инициативе не определяется;

2) на стоимость отклонения по оперативной внешней регулировочной инициативе по уменьшению объема, определяемую как произведение величины такого отклонения и разницы между величиной, применяемой в соответствии с пунктом 141 настоящих Правил для расчета стоимости отклонений при увеличении объема производства электрической энергии по внешней инициативе, и ценой, указанной таким поставщиком в отношении соответствующего объема электрической энергии в заявке, поданной для участия в конкурентном отборе заявок для балансирования системы, если указанный поставщик не подал на рассматриваемый час оперативную ценопринимающую заявку на уменьшение объемов производства;

3) на стоимость отклонения по оперативной внешней регулировочной инициативе по увеличению объема, определяемую как произведение величины такого отклонения и разницы между ценой, указанной таким поставщиком в отношении соответствующего объема электрической энергии в заявке, поданной для участия в конкурентном отборе заявок для балансирования системы, и величиной, применяемой в соответствии с пунктом 141 настоящих Правил для расчета стоимости отклонений при снижении объема производства электрической энергии по внешней инициативе, если указанный поставщик не подал на рассматриваемый час оперативную ценопринимающую заявку на увеличение объемов производства.

Отклонения по собственной регулировочной инициативе поставщику электрической энергии иными участниками оптового рынка не оплачиваются.

Особенности определения стоимости соответствующего отклонения в группах точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, в случае если продажа электрической энергии и мощности указанных генерирующих объектов осуществляется в соответствии с пунктом 125 настоящих Правил, определяются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

149. Поставщики и участники с регулируемым потреблением вправе заключать свободные договоры купли-продажи отклонений с указанием их причины и направления в любых группах точек поставки одной ценовой зоны, за исключением групп точек поставки, прием заявок по которым приостановлен в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и групп точек поставки, к которым отнесены генерирующие объекты, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности. Объемы электрической энергии, указанные в таких договорах, включаются в диспетчерские объемы электрической энергии на общих основаниях (в том числе в соответствии с требованиями пунктов 132 и 133 настоящих Правил, предусматривающими учет заявок при конкурентном отборе для балансирования системы).

Свободные договоры купли-продажи отклонений, а также изменения к ним регистрируются организацией коммерческой инфраструктуры для определения обязательств (требований) участников оптового рынка с соблюдением процедуры, предусмотренной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Покупатель по свободному договору купли-продажи отклонений оплачивает продавцу фактически поставленный в рамках такого договора объем электрической энергии по определенной в нем цене. Отклонения сверх договорного объема оплачиваются в соответствии с пунктом 141 настоящих Правил.

В целях возмещения своей доли системных затрат участники свободных договоров купли-продажи отклонений заключают договоры, предусмотренные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Доля системных затрат для поставщика и покупателя, заключивших свободный договор купли-продажи отклонений, определяется исходя из определенного в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка объема электрической энергии, поставленной по такому свободному договору и учтенной в торговой системе оптового рынка, и разницы между величиной индикатора стоимости в группе точек поставки покупателя и величиной индикатора стоимости в группе точек поставки продавца. При этом если величина индикатора стоимости в группе точек поставки покупателя превышает величину индикатора стоимости в группе точек поставки продавца, стороны возмещают указанную долю системных затрат, в противном случае соответствующая доля системных затрат возмещается им.

Отклонения, оплачиваемые по свободным договорам купли-продажи отклонений, учитываются при распределении разницы между суммой предварительно рассчитанных объемов обязательств по оплате отклонений и суммой предварительно рассчитанных объемов требований по оплате отклонений в соответствии с пунктом 150 настоящих Правил.

150. В случае если сумма предварительно рассчитанных объемов обязательств участников по оплате отклонений отличается от суммы предварительно рассчитанных объемов требований по оплате отклонений в одной ценовой зоне, разница между указанными суммами учитывается при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода путем корректировки предварительно рассчитанных объемов обязательств и требований участников одной ценовой зоны в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом следующих условий:

1) если сумма предварительно рассчитанных объемов обязательств превышает сумму предварительно рассчитанных объемов требований, разница между указанными величинами распределяется среди всех поставщиков и участников с регулируемым потреблением пропорционально сумме величин отклонений по внешней инициативе за расчетный период путем уменьшения их обязательств и (или) увеличения требований, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Также в порядке и случаях, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, часть указанной разницы может распределяться среди покупателей, увеличение (снижение) объемов потребления по собственной инициативе которых не превышает определенную этим договором величину;

2) если сумма предварительно рассчитанных объемов обязательств меньше суммы предварительно рассчитанных объемов требований, разница между указанными величинами распределяется среди всех поставщиков и покупателей пропорционально сумме величин отклонений по собственной инициативе участников за расчетный период путем увеличения их обязательств и (или) уменьшения требований с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Также в порядке и случаях, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, часть указанной разницы может распределяться среди участников оптового рынка, отклонения которых возникли по внешней инициативе;

3) корректировка предварительно рассчитанных объемов обязательств и требований участников по оплате отклонений происходит таким образом, чтобы у должников не возникали права требования по оплате отклонений, а у кредиторов - соответствующие обязательства.

151. Итоговая стоимость отклонений за расчетный период определяется для участника оптового рынка как предварительно рассчитанный объем обязательства (требования) по оплате отклонений, скорректированный на объем обязательств по оплате отклонений по свободным договорам купли-продажи отклонений и на распределенную в соответствии с пунктом 150 настоящих Правил часть разницы между суммой предварительно рассчитанных объемов обязательств и суммой предварительно рассчитанных объемов требований, с учетом положений пункта 142 настоящих Правил. Также при расчете итоговой стоимости отклонений за расчетный период в соответствии с пунктом 149 настоящих Правил учитывается разница между расчетными показателями стоимости отклонений в группах точек поставки покупателя и продавца электрической энергии по свободному договору купли-продажи отклонений.

152. В случае если после проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы параметры расчетной модели, в частности системные ограничения, а также производство или потребление на час фактического производства и потребления электрической энергии отличаются от используемых при проведении отбора, системный оператор так управляет технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей, чтобы обеспечить при соблюдении нормативов функционирования ЕЭС России и качества электрической энергии минимально возможную стоимость электрической энергии, компенсирующую отклонения по собственной инициативе участников оптового рынка.

153. Системный оператор ведет учет оперативных диспетчерских команд, выданных участникам рынка, инициатив субъектов оптового рынка (владельцев объектов электросетевого хозяйства, организации коммерческой инфраструктуры и системного оператора), а также изменений системных ограничений, повлекших отклонения.

Указанную информацию системный оператор передает организации коммерческой инфраструктуры и участникам оптового рынка в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Для обеспечения возможности получения команд по изменению активной мощности и контроля за их исполнением поставщики и участники с регулируемым потреблением обеспечивают постоянное информационное взаимодействие с системным оператором в соответствии с техническими требованиями, установленными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

154. Объемы электрической энергии в заявках, подаваемых гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми организациями, поставляющими электрическую энергию в том числе с целью снабжения населения и (или) приравненных к нему категорий потребителей, для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, могут определяться при участии системного оператора.

155. Покупатели электрической энергии и мощности и гарантирующие поставщики, владеющие на праве собственности или ином законном основании генерирующим объектом либо правом распоряжения производимой на этом генерирующим объекте электрической энергией и (или) мощностью, в отношении которого на оптовом рынке не зарегистрированы отдельные группы точек поставки, а также энергосбытовые организации и гарантирующие поставщики, покупающие на оптовом рынке электрическую энергию и мощность в интересах потребителей розничного рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании генерирующим объектом, в отношении которого на оптовом рынке не зарегистрированы отдельные группы точек поставки, участвуют в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с учетом следующих особенностей:

1) объемы мощности для целей покупки указанными участниками оптового рынка формируются в соответствии с пунктом 122 настоящих Правил, при этом:

в случае если на владельцев указанного выше генерирующего оборудования не распространяется действие пункта 31 настоящих Правил, фактическое пиковое потребление электрической энергии определяется исходя из объемов электрической энергии, приобретаемой такой организацией на оптовом рынке;

в иных случаях фактическое пиковое потребление электрической энергии определяется исходя из полного максимального потребления электрической энергии;

2) указанные организации могут подавать отдельные ценовые заявки на продажу и покупку электрической энергии для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед и для балансирования системы;

3) в случае если для указанных в настоящем пункте субъектов установлены различные ставки тарифа на электрическую энергию и индикативные цены на электрическую энергию, размеры стоимости электрической энергии в соответствующих объемах, определенных для целей поставки и покупки в неценовых зонах оптового рынка, рассчитываются раздельно. В иных случаях рассчитывается стоимость электрической энергии в объемах, соответствующих разнице между объемами электрической энергии, определенными для целей поставки и покупки электрической энергии в неценовых зонах оптового рынка;

4) порядок определения требований (обязательств) таких субъектов на оптовом рынке, а также иные особенности участия этих субъектов в торговле на оптовом рынке предусматриваются договором о присоединении к торговой системе с учетом технологических особенностей производства электрической энергии и мощности на указанных генерирующих объектах, определяемых режимами работы соответствующих энергопринимающих устройств.

Особенности участия в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке, установленные настоящим пунктом, также распространяются на гарантирующих поставщиков, в границах зоны деятельности которых располагаются генерирующие объекты производителей электрической энергии - участников розничных рынков.

156. Потребление электрической энергии и мощности на собственные и хозяйственные нужды электростанций определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как потребление электрической энергии и мощности, необходимое для функционирования электростанций и подстанций в технологическом процессе выработки, преобразования и распределения электрической энергии, и потребление, необходимое для обслуживания основного производства, но непосредственно не связанное с технологическими процессами производства тепловой и электрической энергии на электростанциях, и не включает потребление электрической энергии и мощности в объемах поставки потребителям на розничном рынке и иным организациям.

157. Покупатели электрической энергии, функционирующие в неценовых зонах оптового рынка, покупают электрическую энергию в объемах их планового почасового потребления, приходящегося на переток между указанными территориями и ценовой зоной оптового рынка, путем участия в торговле электрической энергией по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и рассчитываются за указанные объемы по цене, определяемой как средневзвешенная величина равновесных цен на электрическую энергию на границе между неценовыми зонами и ценовой зоной по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед. В период действия в указанной ценовой зоне оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике стоимость электрической энергии в указанном объеме определяется для покупателей электрической энергии, функционирующих в неценовых зонах оптового рынка, с применением стоимости единицы электрической энергии в соответствующем субъекте Российской Федерации, рассчитанной в соответствии с пунктом 99 настоящих Правил.

Поставщики электрической энергии, функционирующие в неценовых зонах оптового рынка, продают электрическую энергию в объемах их планового почасового производства, приходящегося на переток между указанными территориями и ценовой зоной оптового рынка, путем участия в торговле электрической энергией по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед по определенным для них в установленном порядке регулируемым ценам (тарифам) на электрическую энергию.

158. Организации, осуществляющие экспортно-импортные операции в неценовых зонах оптового рынка, к числу групп точек поставки которых относятся группы точек поставки, зарегистрированные в отношении генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию после 1 января 2011 г., покупают:

электрическую энергию в недостающем объеме, на который объем электрической энергии, фактически поставленный для целей экспорта в группе точек поставки указанной организации, превышает объем электрической энергии, произведенной на указанном генерирующим оборудовании, уменьшенный на объем, соответствующий потреблению электрической энергии таким генерирующим оборудованием на собственные и хозяйственные нужды;

мощность в недостающем объеме, на который объем мощности, определяемый в соответствии с пунктом 176 настоящих Правил для целей экспорта, превышает величину установленной мощности указанного генерирующего оборудования.

159. Особенности купли-продажи электрической энергии и мощности, производимых с использованием генерирующих объектов, без определенного системным оператором режима работы которых в силу их расположения в электрической сети или уникальности характеристик невозможно обеспечить режимы работы ЕЭС России с установленными параметрами ее функционирования (генерирующие объекты, производящие электрическую энергию в вынужденном режиме), устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Генерирующие объекты, производящие электрическую энергию в вынужденном режиме, обеспечивают в том числе поддержание уровня напряжения в электрических сетях и (или) необходимый объем пропускной способности электрических сетей и (или) скорость изменения объемов производства электрической энергии, соответствующую скорости изменения объемов потребления электрической энергии в ЕЭС России.

160. Организации, осуществляющие куплю-продажу электрической энергии в отношении генерирующих объектов, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности, подают ценовые заявки на продажу электрической энергии на оптовом рынке с учетом следующих требований:

объемы электрической энергии, указываемые такими организациями в заявках, должны соответствовать их обязательствам по поддержанию построенных в соответствии с договорами об оказании услуг по формированию перспективного технологического резерва генерирующих объектов в состоянии готовности к производству электрической энергии;

цены на электрическую энергию, указываемые такими организациями в заявках, не должны превышать тариф на электрическую энергию, установленный для соответствующего участника федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Расчет стоимости электрической энергии, проданной такими организациями по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, осуществляется с применением наибольшего значения из определенной в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка средневзвешенной величины цен на электрическую энергию, указанных соответствующей организацией в ценовых заявках, и наименьшего значения из утвержденной для данной организации регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию и равновесной цены на электрическую энергию.

Расчеты за электрическую энергию, проданную такими организациями по результатам конкурентного отбора для балансирования системы, осуществляются в соответствии с разделом IX настоящих Правил.

Указанные организации не участвуют в торговле электрической энергией и (или) мощностью на основании свободных договоров купли-продажи электрической энергии и свободных договоров купли-продажи электрической энергии и мощности, за исключением случаев, установленных настоящим пунктом.

Оплата мощности, выработанной объектом по производству электрической энергии, введенным в эксплуатацию по итогам конкурса инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей, осуществляется по цене, определяемой исходя из ее размера, указанного в инвестиционном проекте, отобранном по итогам конкурса в соответствии с Правилами проведения конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 21 апреля 2010 г. N 269, в течение срока, определенного условиями указанного конкурса.

Договор купли-продажи (поставки) мощности, выработанной объектом по производству электрической энергии, введенным в эксплуатацию по итогам конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии, заключается по стандартной форме по итогам этого конкурса победителем конкурса и получившими статус субъектов оптового рынка покупателями электрической энергии и мощности в сроки, предусмотренные указанными Правилами.

После надлежащего выполнения исполнителем инвестиционного проекта на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии обязательств, принятых по договору об оказании услуг по формированию перспективного технологического резерва, и истечения срока действия указанного договора, а также договора поставки мощности, который был заключен по итогам конкурса инвестиционных проектов, исполнитель инвестиционного проекта участвует в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке на общих основаниях.

В заключаемых указанными организациями договорах оказания услуг по обеспечению системной надежности в отношении генерирующего оборудования, за счет которого формируется перспективный технологический резерв мощности, устанавливаются дополнительные требования, не предусмотренные договорами об оказании услуг по формированию перспективного технологического резерва мощности, заключенными с системным оператором.

161. В отношении объемов электрической энергии, соответствующих техническим и, начиная с 1 июля 2011 г., технологическим минимумам электростанций, объемов электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях в связи с технологической необходимостью и (или) обеспечением экологической безопасности, объемов электрической энергии, производимой на гидроаккумулирующих электростанциях, а также объемов потребления электрической энергии гидроаккумулирующими электростанциями в насосном режиме участники оптового рынка подают ценопринимающие заявки.

Остальные объемы электрической энергии, соответствующие минимальным почасовым значениям мощности генерирующего оборудования, установленным системным оператором в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил, при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед учитываются с даты, определенной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в очередности, соответствующей ценопринимающим заявкам на продажу, а требования поставщика по итогам расчетного периода в результате купли-продажи электрической энергии с использованием конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующей ценовой зоне формируются с учетом стоимости почасовых объемов, соответствующих превышению указанных минимальных почасовых значений мощности генерирующего оборудования, установленных системным оператором, над значением технологического минимума для соответствующего часа, рассчитанной исходя из максимальной из соответствующей цены, указанной в ценовой заявке поставщика, и равновесной цены на электрическую энергию. При этом данная часть требований поставщика учитывается при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода только в случае возникновения требований, обусловленных продажей электрической энергии на рынке на сутки вперед, у этого поставщика в отношении данной группы точек поставки.

162. Стоимость электрической энергии, поставляемой в ценовой зоне оптового рынка в условиях, при которых снабжение электрической энергией отдельных территорий осуществляется исключительно за счет электрической энергии, импортируемой из зарубежных энергосистем (режим временно изолированной работы от ЕЭС России и параллельной работы с зарубежной энергосистемой), определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из необходимости компенсации экономически обоснованных затрат участников оптового рынка, осуществляющих импортные операции, на приобретение электрической энергии, импортируемой из зарубежных энергосистем. При этом должны учитываться параметры, обусловленные наличием режима временно изолированной работы от ЕЭС России и параллельной работы с зарубежной энергосистемой. Указанное положение применяется, если участником оптового рынка, осуществляющим импортные операции, в отношении соответствующих объемов электрической энергии подана ценопринимающая заявка для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед.

Стоимость электрической энергии, поставляемой в ценовой зоне оптового рынка в условиях параллельной работы с зарубежной энергосистемой, в случае возникновения или угрозы возникновения электроэнергетического режима работы ЕЭС России, который повлек или может повлечь за собой сокращение объемов или временное прекращение подачи электрической энергии потребителям на территории Российской Федерации по причине отключения или вывода в ремонт генерирующего или электросетевого оборудования в ЕЭС России, а также объемы поставляемой в указанных условиях электрической энергии определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из необходимости компенсации экономически обоснованных затрат участников оптового рынка, осуществляющих экспортно-импортные операции, на приобретение электрической энергии, поставляемой из зарубежных энергосистем на основании распоряжений системного оператора, выдаваемых при управлении режимами параллельной работы с зарубежной энергосистемой, и организации, осуществляющей функции оперативно-диспетчерского управления в зарубежной энергосистеме. Это положение применяется, если участником оптового рынка, осуществляющим экспортно-импортные операции, в отношении соответствующих объемов электрической энергии подана ценопринимающая заявка для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед.

Информация об объемах и стоимости электрической энергии, поставляемой участниками оптового рынка, осуществляющими экспортно-импортные операции, в условиях параллельной работы с зарубежной энергосистемой в случае возникновения или угрозы возникновения указанного электроэнергетического режима работы ЕЭС России, подлежит опубликованию организацией коммерческой инфраструктуры на ее официальном сайте в сети Интернет.

Покупка мощности организациями - участниками оптового рынка, осуществляющими экспортные операции, производится в соответствии с положениями раздела VIII настоящих Правил. При этом договор о присоединении к торговой системе оптового рынка может устанавливать особенности порядка определения величины фактического пикового потребления для указанных организаций, учитывающие объемы купли-продажи электрической энергии, обусловленной необходимостью технологического обеспечения совместной работы ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных государств.

Участие организаций - участников оптового рынка, осуществляющих импортные операции по поставке электрической энергии, в конкурентных отборах мощности и поставка мощности такими организациями на оптовый рынок в соответствующих группах точек поставки допускается при условии наличия установленной системным оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, договорами о параллельной работе и соглашениями с субъектами оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах возможности выполнения в отношении объемов и режима поставки электрической энергии с территории иностранных государств следующих условий в совокупности:

подача участником оптового рынка уведомлений для осуществления системным оператором выбора состава включенного генерирующего оборудования в отношении полного объема мощности, который этот участник намеревается продавать по результатам конкурентного отбора мощности;

соблюдение графиков перетоков электрической энергии, соответствующих сформированным по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (конкурентного отбора ценовых заявок для балансирования системы) объемам планового почасового производства (потребления) электрической энергии с учетом отклонений, которые не должны превышать величины, определяемые в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

действие договора о параллельной работе с зарубежной энергосистемой, подписанного российской стороной, в том числе системным оператором;

наличие технологических документов, обеспечивающих информационный обмен системного оператора с субъектом оперативно-диспетчерского управления в зарубежной энергосистеме;

действие систем и каналов связи, обеспечивающих наблюдаемость режимов параллельной работы и взаимодействие автоматизированных систем системного оператора и субъектов оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах;

действие договоров, касающихся урегулирования вопросов по определению объемов и стоимости, а также оплате почасовых отклонений по сечениям трансграничных линий электропередачи;

действие договоров о предоставлении аварийной взаимопомощи субъектами электроэнергетики Российской Федерации и иностранного государства.

Особенности подачи заявок для участия в конкурентных отборах мощности организациями, осуществляющими импортные операции по поставке электрической энергии, предусматриваются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Особенности определения системным оператором объемов мощности, фактически поставленных на оптовый рынок участниками оптового рынка, осуществляющими импортные операции в отношении электрической энергии, предусматриваются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом необходимости выполнения всех указанных в настоящем пункте условий.

Для продажи электрической энергии хозяйствующим субъектам иностранных государств, в соответствии с законодательством которых мощность не является самостоятельным предметом торговли, участниками оптового рынка, осуществляющими экспортно-импортные операции по поставке электрической энергии, на основании информации, предоставляемой организацией коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, формируется эквивалентная стоимость приобретенной на оптовом рынке единицы электрической энергии с учетом расходов на приобретение мощности.

163. Для вводимых в эксплуатацию генерирующих объектов, в состав которых входит генерирующее оборудование инновационных видов (типов, образцов) в соответствии с перечнем, утверждаемым федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, в течение устанавливаемого этим органом срока (с учетом особенностей работы атомных электростанций), но не более 12 месяцев со дня ввода их в эксплуатацию, при определении в соответствии с разделом IV настоящих Правил объема недопоставки мощности значения соответствующих коэффициентов уменьшаются вдвое.

164. Организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью покупает электрическую энергию и мощность на оптовом рынке в целях компенсации потерь. Указанная организация покупает на оптовом рынке электрическую энергию в объеме, соответствующем фактическому объему потерь электрической энергии (за исключением потерь электрической энергии, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию) в принадлежащих ей на праве собственности или ином законном основании сетях, а также на иных объектах электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть. Стоимость электрической энергии в указанном объеме рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из средневзвешенных величин из значений равновесных цен, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, в соответствующих субъектах Российской Федерации в ценовой зоне.

В период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике стоимость электрической энергии в указанном объеме определяется для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью с применением стоимости единицы электрической энергии в соответствующем субъекте Российской Федерации, рассчитанной в соответствии с пунктом 99 настоящих Правил.

165. Покупка электрической энергии в целях компенсации потерь дополнительно обеспечивается покупкой организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на оптовом рынке мощности в объеме, рассчитанном для указанной организации в соответствии с порядком определения величины спроса на мощность с целью проведения долгосрочного отбора мощности исходя из объема пикового потребления, умноженного на плановый коэффициент резервирования мощности, учтенный при проведении конкурентного отбора мощности на соответствующий год. Стоимость указанного объема мощности определяется организацией коммерческой инфраструктуры исходя из цен, определенных по результатам конкурентного отбора мощности для зоны свободного перетока, с учетом сезонного коэффициента и ежегодной индексации цен, осуществляемой в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и прогнозной величины суммы превышения обязательств покупателей в ценовой зоне над требованиями поставщиков в ценовой зоне (требований поставщиков над обязательствами покупателей), рассчитанных в соответствии с пунктом 123 настоящих Правил на год поставки мощности.

Стоимость электрической энергии и мощности, покупаемых организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в целях компенсации потерь в неценовых зонах оптового рынка, определяется в соответствии с пунктами 175 и 176 настоящих Правил. При этом купля-продажа электрической энергии и мощности в целях компенсации потерь на территории Дальнего Востока осуществляется с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 170 настоящих Правил.

В случае несоблюдения организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью суммарного объема и сроков проведения ремонта, согласованного в установленном порядке с системным оператором, стоимость электрической энергии для указанной организации определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с применением к ценам (тарифам) на электрическую энергию повышающего коэффициента, утвержденного федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, а в течение периода действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике (но не более 15 календарных дней) - с применением указанного повышающего коэффициента, увеличенного вдвое.

166. Особенности коммерческого учета электрической энергии на оптовом рынке определяются настоящими Правилами, иными нормативными правовыми актами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом требований, указанных в настоящем разделе.

167. Объемы поставленной (потребленной) электрической энергии и мощности рассчитываются в порядке, определяемом договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, на основании результатов измерений, полученных с использованием средств измерений, требования к которым определяются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

168. В отношении точек поставки гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций, представляющих на оптовом рынке группы точек поставки, к которым относятся объекты электросетевого хозяйства, расположенные на сетях класса напряжения 10 кВ и ниже и имеющие совокупную присоединенную мощность, составляющую не более 2,5 процента от общей присоединенной мощности в данной группе точек поставки, допускается применение в отношении таких точек поставки средств измерений, обеспечивающих учет электрической энергии суммарно на определенный момент времени (интегральный учет) с применением типовых суточных графиков. При этом суммарно за расчетный период величина фактических почасовых объемов потребленной электрической энергии должна быть равна показателям, полученным при интегральном учете.

169. Если участник оптового рынка использует для целей осуществления коммерческого учета принадлежащие на праве собственности или иных законных основаниях третьим лицам средства измерений, ответственность за соблюдение требований настоящих Правил и договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в части обеспечения коммерческого учета несет такой участник оптового рынка.

170. В неценовых зонах оптового рынка торговля электрической энергией и мощностью осуществляется на основании предусмотренной настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка системы договоров. Расчет стоимости электрической энергии и мощности осуществляется исходя из регулируемых цен (тарифов).

Организация расчетов за поставленную электрическую энергию и мощность осуществляется организацией коммерческой инфраструктуры с учетом предусмотренных настоящим разделом особенностей.

В договоры, на основании которых осуществляется торговля электрической энергией и мощностью на территории Дальнего Востока, включаются условия, предусматривающие:

продажу электрической энергии и мощности поставщиками, функционирующими на территории Дальнего Востока, энергосбытовой организации, созданной в результате реорганизации функционировавших на указанной территории акционерных обществ энергетики и электрификации и поставляющей на розничный рынок более половины объема электрической энергии, потребляемой на территории Дальнего Востока (за исключением объемов электрической энергии и мощности, произведенных поставщиками в соответствии с пунктами 179 и 180 настоящих Правил);

компенсацию указанной энергосбытовой организации покупателями электрической энергии и мощности - участниками оптового рынка, функционирующими на территории Дальнего Востока, расходов, связанных с ее деятельностью по их обслуживанию. В указанные расходы включаются группы расходов, которые в соответствии с основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике подлежат включению в необходимую валовую выручку.

При этом в совокупности величина компенсации указанных расходов, приходящихся на единицу электрической энергии, а также приходящаяся на единицу электрической энергии стоимость услуг по организации функционирования торговой системы оптового рынка, которые оказываются таким покупателям электрической энергии и мощности, не должны превышать приходящуюся на единицу электрической энергии стоимость услуг по организации функционирования торговой системы оптового рынка, оказываемых покупателям электрической энергии и мощности на оптовом рынке на других территориях.

В договорах, на основании которых осуществляется торговля электрической энергией и мощностью на территории Дальнего Востока, может быть предусмотрено условие оплаты услуг по организации функционирования торговой системы оптового рынка, услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, услуг по передаче электрической энергии, оказываемых покупателям электрической энергии и мощности - участникам оптового рынка, функционирующим на территории Дальнего Востока, по их поручению и в их интересах указанной энергосбытовой организацией.

171. Покупатели электрической энергии не позднее чем за 24 часа до начала суток, в течение которых осуществляется поставка электрической энергии, подают уведомления системному оператору с указанием плановых почасовых объемов потребления электрической энергии.

Исходя из указанных покупателями в уведомлениях плановых почасовых объемов потребления электрической энергии, характеристик генерирующего оборудования, включая применяемые в отношении данного оборудования регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию и мощность, системный оператор формирует в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка плановый почасовой график производства электрической энергии участниками оптового рынка на предстоящие сутки (далее - плановый почасовой график).

Плановый почасовой график описывает режим работы энергосистемы и включает в себя плановые почасовые объемы производства электрической энергии участниками оптового рынка, обеспечивающие плановые почасовые объемы потребления электрической энергии на соответствующей территории с учетом перетоков электрической энергии и (или) мощности по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка и по границе с иными территориями неценовых зон оптового рынка, работу энергосистемы в соответствии с прогнозом системного оператора с учетом системных ограничений, потерь электрической энергии в электрических сетях, требований по поддержанию резервов мощности (в том числе по их территориальному размещению в ЕЭС России), необходимости обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии.

При формировании планового почасового графика системный оператор использует действующую (актуальную) в сутки торговли расчетную модель и другие сведения, предусмотренные пунктом 81 настоящих Правил.

Системный оператор по результатам формирования планового почасового графика и с учетом прогнозируемых им почасовых объемов потребления электрической энергии планирует электроэнергетические режимы и режимы работы генерирующих и энергопотребляющих объектов на каждый час суток, в течение которых осуществляется поставка электрической энергии.

172. Системный оператор формирует плановый почасовой график исходя из установленных для поставщиков регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию, используемых в соответствии с настоящими Правилами при определении стоимости электрической энергии в объеме планового почасового производства.

Поставщик, для которого федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов установлена регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию в отношении нескольких генерирующих объектов, с использованием которых данный поставщик участвует в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке, вправе направить системному оператору уведомление о предпочтительной очередности включения указанных генерирующих объектов в плановый почасовой график. Сроки и порядок подачи таких уведомлений системному оператору, а также порядок их учета системным оператором при формировании планового почасового графика определяются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

173. Стоимость электрической энергии в объеме планового почасового производства в неценовых зонах оптового рынка, а также в объеме плановых почасовых поставок в целях импорта на указанные территории определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с использованием регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию, установленных для поставщиков электрической энергии и мощности.

Стоимость электрической энергии, поставляемой на территории неценовых зон оптового рынка из энергосистем иностранных государств, в объемах планового почасового производства, соответствующих перетоку по границе с энергосистемами иностранных государств, определяется организацией коммерческой инфраструктуры по регулируемой цене (тарифу) на электрическую энергию, установленную федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов. В случае если такая регулируемая цена (тариф) не установлена, то стоимость электрической энергии на указанный объем определяется исходя из средневзвешенной величины регулируемых цен (тарифов) в отношении объемов, учтенных в прогнозном балансе и установленных для функционирующих на территории этой неценовой зоны поставщиков, или средневзвешенной величины индикативных цен на электрическую энергию в отношении объемов, учтенных в прогнозном балансе и установленных для субъектов Российской Федерации в этой неценовой зоне, если она окажется меньше.

174. На территории Дальнего Востока стоимость электрической энергии в объеме планового почасового производства поставщика, участвующего в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке с использованием тепловых электростанций, определяется исходя из установленной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию на уровне средневзвешенной величины по всем включенным в прогнозный баланс объемам производства электрической энергии на тепловых электростанциях, с использованием которых данный поставщик участвует в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке (далее - регулируемая цена (тариф) поставщика электрической энергии, производимой на тепловых электростанциях).

Если объем электрической энергии, составляющий суммарное за соответствующий расчетный период плановое почасовое производство поставщика электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях, расположенных на территории Дальнего Востока, меньше объема производства, определенного для такого поставщика в прогнозном балансе на соответствующий месяц (далее - балансовый объем), стоимость электрической энергии в объеме суммарного за расчетный период планового почасового производства до 1 января 2013 г. определяется следующим образом:

сумма определенных в соответствии с пунктом 173 настоящих Правил величин стоимости электрической энергии в объемах планового почасового производства за данный расчетный период уменьшается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (но не ниже нуля), а не учтенная при этом величина учитывается при определении стоимости электрической энергии в последующих расчетных периодах;

стоимость электрической энергии в объеме разницы балансового объема и суммарного планового почасового производства определяется на основании разности между средней арифметической величиной, исчисляемой из регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию указанного поставщика и средневзвешенного тарифа на электрическую энергию, рассчитанного исходя из регулируемых цен (тарифов) поставщиков электрической энергии, производимой на тепловых электростанциях, расположенных на территории Дальнего Востока, и их балансовых объемов, и регулируемой ценой (тарифом) на электрическую энергию указанного поставщика.

175. Стоимость единицы электрической энергии для участников оптового рынка - покупателей в объеме потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, предусмотренном прогнозным балансом на соответствующий месяц, равна индикативной цене, установленной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Стоимость единицы электрической энергии в объемах планового почасового потребления электрической энергии (за исключением объемов электрической энергии, покупаемых в соответствии с пунктами 179 и 180 настоящих Правил, объемов потребления населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей и объемов электрической энергии, приходящихся на переток по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка) для гарантирующих поставщиков, функционирующих в неценовых зонах оптового рынка, вычисляется для каждой неценовой зоны исходя из определенных в соответствии с пунктом 173 настоящих Правил величин стоимости электрической энергии в объемах планового почасового производства (за исключением объемов электрической энергии, приходящихся на переток по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка), поставкой которых обеспечивается потребление электрической энергии и компенсация потерь электрической энергии в единой национальной (общероссийской) электрической сети в соответствующий час. Указанная стоимость единицы электрической энергии определяется с учетом величин стоимости электрической энергии в объемах планового почасового производства, приходящихся на переток по границе с территориями других неценовых зон оптового рынка, которые рассчитываются на основании требований методических указаний федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов, и дифференцируется по критериям, по которым осуществляется дифференциация индикативных цен на электрическую энергию на территории соответствующих неценовых зон. В отношении иных покупателей определенная в указанном порядке стоимость единицы электрической энергии применяется при определении стоимости электрической энергии в части объемов суммарного за расчетный период планового почасового потребления, равной объему электрической энергии, определенному в прогнозном балансе в отношении этих покупателей.

Стоимость единицы электрической энергии, используемая в целях определения стоимости электрической энергии в оставшейся части объемов суммарного за расчетный период планового почасового потребления электрической энергии, рассчитывается для каждого покупателя как средневзвешенная величина исходя из регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию, утвержденных для поставщиков, осуществляющих производство электрической энергии на тепловых электростанциях, расположенных на территории соответствующей неценовой зоны, и объемов электрической энергии, определенных в отношении этих поставщиков в прогнозном балансе для соответствующего месяца.

При определении стоимости электрической энергии в объеме суммарного за расчетный период планового почасового потребления электрической энергии покупателями, функционирующими на территории Дальнего Востока, в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, учитывается рассчитанная в соответствии с пунктом 174 настоящих Правил стоимость электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях, расположенных на территории Дальнего Востока.

176. Объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок поставщиками, функционирующими в неценовых зонах оптового рынка, определяется величиной установленной мощности генерирующего оборудования, определенной на основании прогнозного баланса на соответствующий период регулирования, с учетом результатов аттестации генерирующего оборудования, за вычетом объема недопоставки мощности, определяемой в соответствии с настоящими Правилами при невыполнении поставщиком требований, указанных в подпункте 1 пункта 48 настоящих Правил и подпунктах 1, 3, 4, 6-9 пункта 50 настоящих Правил.

Плановый объем покупки мощности покупателями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка, определяется исходя из величины, определенной для покупателей в прогнозном балансе на соответствующий месяц, умноженной на предусмотренный настоящим пунктом коэффициент резервирования мощности.

Коэффициент резервирования мощности определяется для каждой неценовой зоны как отношение суммарного объема мощности, фактически поставленной в соответствующей неценовой зоне оптового рынка (с учетом объема мощности, фактически поставленной в соответствующей неценовой зоне оптового рынка и приходящейся на переток по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) и (или) иными неценовыми зонами оптового рынка и без учета объемов мощности, приходящейся на указанный переток и продаваемой покупателям в ценовой зоне (ценовых зонах) и (или) иных неценовых зонах оптового рынка, и объема мощности для обеспечения экспорта электрической энергии, определенной с учетом коэффициента резервирования мощности для организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции), к суммарному объему мощности, определенному в прогнозном балансе на соответствующий месяц для покупателей, функционирующих на территории соответствующей неценовой зоны оптового рынка, включая величину мощности, отнесенную на потери в единой национальной (общероссийской) электрической сети. Коэффициент резервирования мощности для организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции, рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и его значение не может быть меньше единицы.

Фактический объем покупки мощности определяется организацией коммерческой инфраструктуры для каждого покупателя, функционирующего на территории неценовой зоны оптового рынка, на основе значений объемов потребления электрической энергии покупателем в устанавливаемые системным оператором плановые часы пиковой нагрузки, умноженных на соответствующий коэффициент резервирования мощности.

177. Совокупная стоимость планового объема покупки мощности на территории каждой неценовой зоны оптового рынка должна соответствовать стоимости мощности, подлежащей оплате участникам оптового рынка, осуществляющим поставку мощности на соответствующей территории, и определенной исходя из регулируемых цен (тарифов) на мощность, установленных для участников оптового рынка, осуществляющих поставку мощности. Стоимость мощности, подлежащей оплате поставщику мощности в неценовой зоне оптового рынка, рассчитывается организацией коммерческой инфраструктуры как произведение фактически поставленного объема мощности, определенного в соответствии с пунктом 176 настоящих Правил, регулируемой цены (тарифа) на мощность и коэффициента сезонности для соответствующего месяца, в котором осуществляется поставка.

Стоимость единицы планового объема мощности для потребителя определяется организацией коммерческой инфраструктуры исходя из регулируемых цен (тарифов), установленных для участников оптового рынка, осуществляющих поставку мощности, и дифференцируется по критериям, по которым осуществляется дифференциация индикативных цен на мощность.

В случае если покупка мощности для продажи электрической энергии в энергосистемы иностранных государств не была учтена в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования, то стоимость единицы мощности, используемой для определения предварительных обязательств за фактически потребленный объем мощности, рассчитывается в соответствии с абзацем вторым настоящего пункта и дифференцируется исходя из средневзвешенной индикативной цены, определенной для потребителей на соответствующей территории по среднегодовым объемам потребления мощности, учтенным в прогнозном балансе.

Стоимость мощности в фактических объемах покупки мощности (предварительно рассчитанные объемы обязательств по оплате мощности), включая объемы мощности, необходимой для обеспечения экспорта электрической энергии, определяется исходя из фактических объемов покупки и указанной стоимости единицы планового объема мощности.

При несовпадении плановых и фактических объемов покупки мощности для покупателя определяется стоимость недостающего (избыточного) объема мощности по регулируемым ценам (тарифам), рассчитанным с учетом утвержденных федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов повышающих (понижающих) коэффициентов к стоимости единицы планового объема покупки мощности для этого покупателя за соответствующий расчетный период.

Окончательная стоимость мощности определяется для покупателей исходя из предварительно рассчитанных объемов обязательств по оплате мощности с учетом распределения в соответствии с пунктом 178 настоящих Правил разницы предварительно рассчитанных объемов обязательств и требований, обусловленной отличием фактических объемов покупки мощности от плановых объемов.

178. В случае если на территории неценовой зоны оптового рынка сумма предварительно рассчитанных объемов обязательств участников оптового рынка по оплате мощности в расчетном периоде отличается от суммы предварительно рассчитанных объемов требований по оплате мощности в этом периоде, обусловленных отличием фактических объемов покупки мощности от плановых объемов (далее - отклонения по мощности), разница между указанными суммами учитывается при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода путем корректировки предварительно рассчитанных объемов обязательств участников оптового рынка в каждой неценовой зоне в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом следующих условий:

1) если сумма предварительно рассчитанных объемов обязательств превышает сумму предварительно рассчитанных объемов требований, то разница между указанными суммами распределяется среди всех покупателей пропорционально величине, составляющей разность наибольшей величины отклонений по мощности у покупателей в расчетном периоде в этой неценовой зоне и величины отклонения по мощности у соответствующего покупателя в этом периоде, путем уменьшения их обязательств;

2) если сумма предварительно рассчитанных объемов обязательств меньше суммы предварительно рассчитанных объемов требований, то разница между указанными суммами распределяется среди всех покупателей пропорционально указанной в подпункте 1 настоящего пункта величине путем увеличения их обязательств;

3) корректировка предварительно рассчитанных объемов обязательств участников оптового рынка по оплате мощности происходит таким образом, чтобы у должников не возникали права требования по оплате мощности, а у кредиторов - соответствующие обязательства.

179. Двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии, производимой на генерирующих объектах, введенных в эксплуатацию с 1 января 2008 г., и потребляемой энергопринимающими устройствами, введенными в эксплуатацию с 1 января 2008 г., между участниками оптового рынка, функционирующими на территории неценовой зоны оптового рынка, заключаются на любые объемы (в том числе не учтенные в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования), если расходы на строительство указанных генерирующих объектов менее чем на 50 процентов финансировались за счет средств, включенных в необходимую валовую выручку при установлении регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию для организаций, осуществляющих финансирование строительства таких объектов, и (или) за счет средств федерального бюджета, бюджета другого уровня бюджетной системы Российской Федерации и (или) бюджетов государственных внебюджетных фондов, которые предоставляются в соответствии с бюджетным законодательством Российской Федерации на безвозмездной и безвозвратной основе.

Электрическая энергия, производимая генерирующими объектами, введенными в эксплуатацию до 1 января 2008 г., а также генерирующими объектами, введенными в эксплуатацию с 1 января 2008 г., в отношении которых не выполняется указанное условие, может быть реализована по двусторонним договорам купли-продажи электрической энергии между производителем и покупателем электрической энергии:

в объемах, не учтенных в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования в случае, если суммарный фактический объем потребления в соответствующий месяц превышает объем электрической энергии, запланированный для участника оптового рынка - покупателя электрической энергии в прогнозном балансе на этот месяц или в объеме фактического потребления электрической энергии потребителями, не включенном в прогнозный баланс;

в объемах, продаваемых по указанным договорам поставщиками, соответствующих объемам, на которые суммарная величина, складывающаяся в соответствующем месяце из объемов электрической энергии, включенных в плановое почасовое производство поставщика (или объемов электрической энергии, фактически произведенной этим поставщиком, если эти объемы в рассматриваемый час оказались меньше объемов электрической энергии, включенных в плановое почасовое производство поставщика в этот час), превышает часть объема электрической энергии, включенного для поставщика в прогнозный баланс на указанный месяц, которая соответствует доле, определяемой отношением суммарного объема электрической энергии, фактически потребленной в этом месяце покупателями, включенными в прогнозный баланс на соответствующий период регулирования, к суммарному объему электрической энергии, определенному в отношении этих покупателей в прогнозном балансе на данный месяц.

Цена на электрическую энергию в указанных договорах не должна превышать предельный уровень регулируемых цен (тарифов), который устанавливается ежегодно федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов не позднее 1 декабря.

В случае если цена на электрическую энергию в указанном договоре не превышает предельный уровень регулируемых цен (тарифов), указанный договор регистрируется и учитывается организацией коммерческой инфраструктуры для определения обязательств (требований) участников оптового рынка. В случае несоответствия этого договора требованиям настоящего пункта или внесения в него изменений, приводящих к превышению цены в договоре над предельным уровнем регулируемых цен (тарифов), указанный договор или изменения в него не регистрируются и не учитываются организацией коммерческой инфраструктуры.

В случае если цена на электрическую энергию в указанном договоре рассчитывается с использованием данных, полученных по результатам расчета фактических обязательств (требований) за расчетный период в неценовых зонах, и по результатам расчетов указанная цена превысила предельный уровень регулируемых цен (тарифов), то при расчете стоимости электрической энергии по двустороннему договору применяется предельный уровень регулируемых цен (тарифов).

Организация коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка определяет объем электрической энергии, фактически реализованной по договорам, заключенным в соответствии с настоящим пунктом, после определения фактического объема электрической энергии, произведенной (потребленной) сторонами договора за соответствующий расчетный период.

Под указанными в настоящем пункте объемами, не учтенными в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования, понимаются объемы потребления (производства) электрической энергии, которые участник (участники) оптового рынка и федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов не могли спрогнозировать по независящим от них причинам при формировании прогнозного баланса на соответствующий период регулирования.

При этом объемы электрической энергии в размере отклонений от объемов электрической энергии, поставляемой по двусторонним договорам купли-продажи в соответствии с настоящим пунктом, участники покупают (продают) на оптовом рынке в соответствии с настоящими Правилами.

180. Долгосрочные двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии и мощности, производимых на генерирующих объектах, которые не были включены в прогнозный баланс на 2010 год, и потребляемых энергопринимающими устройствами, введенными в эксплуатацию с 1 января 2011 г., заключаются между участниками оптового рынка, функционирующими на территории неценовой зоны оптового рынка, в отношении любых объемов электрической энергии на срок не менее 10 лет.

Объемы электрической энергии и мощности, определяемые в долгосрочных двусторонних договорах должны соответствовать соотношению объемов электрической энергии и объемов мощности, установленному федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Цены на электрическую энергию и мощность в долгосрочных двусторонних договорах не должны превышать предельный уровень регулируемых цен (тарифов), который устанавливается на соответствующий период регулирования федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов ежегодно до начала этого периода.

Долгосрочные двусторонние договоры, а также их изменения, в случае включения федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов соответствующих объемов электрической энергии и мощности в прогнозный баланс, подлежат регистрации организацией коммерческой инфраструктуры. В случаях несоответствия договора требованиям настоящего пункта или внесения в него изменений, приводящих к нарушению требований настоящего пункта, организация коммерческой инфраструктуры не регистрирует договор и (или) изменения к нему и не учитывает их при определении обязательств и требований участников оптового рынка. Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка могут устанавливаться иные требования к условиям долгосрочного двустороннего договора.

Организация коммерческой инфраструктуры в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка определяет объемы электрической энергии и мощности, фактически поставленные по долгосрочным двусторонним договорам после определения фактического объема электрической энергии, произведенной (потребленной) сторонами договора за соответствующий расчетный период.

Стороны долгосрочных двусторонних договоров заключают договоры, обеспечивающие куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке на территориях неценовых зон оптового рынка, предусмотренные пунктом 41 настоящих Правил. При этом объем электрической энергии, реализованной по указанным договорам, определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и не должен быть менее 5 процентов суммарного за расчетный период объема электрической энергии, включенного в объемы планового почасового потребления покупателей (объема планового почасового производства поставщиков) по долгосрочным двусторонним договорам.

Поставщики и покупатели электрической энергии и мощности, осуществляющие поставку электрической энергии по долгосрочным двусторонним договорам, планируют объемы планового почасового потребления в соответствии с пунктом 171 настоящих Правил. Стоимость электрической энергии в определенных в соответствии с пунктом 181 настоящих Правил объемах отклонения фактических объемов потребления электрической энергии от плановых учитывается организацией коммерческой инфраструктуры при определении стоимости электрической энергии по договорам, обеспечивающим куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке на территориях неценовых зон оптового рынка в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

181. Размер стоимости электрической энергии в размере отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка, функционирующих на территории неценовой зоны оптового рынка, от объемов их планового почасового производства (потребления) определяется в соответствии с утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов методическими указаниями по расчету стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка, функционирующих на территории неценовой зоны оптового рынка, от объемов их планового почасового производства (потребления) и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с применением коэффициентов, учитывающих причины (основания) возникновения отклонения.

В случае если отклонения произошли по внешней инициативе, используются коэффициенты, применение которых при расчете стоимости объемов электрической энергии в части соответствующих отклонений увеличивает требования (уменьшает обязательства) участников оптового рынка по сравнению с размерами требований (обязательств) по оплате электрической энергии, которые были бы определены в условиях, когда объемы, равные указанным объемам фактического производства (потребления) электрической энергии, сформированы в порядке, предусмотренном настоящими Правилами для формирования объемов планового почасового производства (потребления).

В случае если отклонения произошли по инициативе участника оптового рынка, используются коэффициенты, применение которых при расчете стоимости объемов электрической энергии в части соответствующих отклонений уменьшает требования (увеличивает обязательства) участников оптового рынка по сравнению с размерами требований (обязательств) по оплате электрической энергии, которые были бы определены в условиях, когда объемы, равные указанным объемам фактического производства (потребления) электрической энергии, сформированы в порядке, предусмотренном настоящими Правилами для формирования объемов планового почасового производства (потребления).

По результатам расчета стоимости плановых почасовых объемов производства (потребления) электрической энергии, а также стоимости отклонений определяются предварительные обязательства (требования) участников оптового рынка, функционирующих на территории неценовой зоны оптового рынка.

В случае если сумма объемов обязательств участников оптового рынка, предварительно рассчитанных по итогам расчетного периода в неценовой зоне оптового рынка, отличается от сумм предварительно рассчитанных объемов требований в этой неценовой зоне, разница между указанными суммами учитывается при составлении окончательного расчета по итогам расчетного периода путем корректировки предварительно рассчитанных обязательств и требований участников, функционирующих в неценовой зоне, а в части расчета обязательств и требований по оплате электрической энергии и мощности в объемах, приходящихся на переток по границе с ценовой зоной оптового рынка, - и участников первой ценовой зоны в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

182. Итоговая за расчетный период стоимость электрической энергии определяется для участника оптового рынка, функционирующего на территории неценовой зоны оптового рынка, как предварительно рассчитанный объем обязательства (требования), скорректированный на распределенную в соответствии с пунктом 181 настоящих Правил часть разницы между суммой предварительно рассчитанных объемов обязательств и суммой предварительно рассчитанных объемов требований на соответствующей территории.

183. Организация коммерческой инфраструктуры в отношении группы (групп) точек поставки каждого гарантирующего поставщика - участника оптового рынка, приобретающего электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке с целью реализации на розничных рынках на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, определяет в соответствии с основными положениями функционирования розничных рынков, порядком определения и применения гарантирующими поставщиками предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка следующие составляющие предельных уровней нерегулируемых цен, дифференцированные по вариантам предельных уровней нерегулируемых цен или ценовым категориям:

дифференцированная по диапазонам числа часов использования мощности средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке;

дифференцированная по зонам суток расчетного периода средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке;

средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке;

дифференцированные по часам расчетного периода нерегулируемые цены на электрическую энергию;

приходящиеся на единицу электрической энергии величины разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и конкурентного отбора заявок для балансирования системы;

средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке.

Для определения средневзвешенных нерегулируемых цен в период действия в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка введенного в установленном порядке второго этапа государственного регулирования в электроэнергетике вместо указанных в настоящем разделе равновесных цен на электрическую энергию применяются величины стоимости единицы электрической энергии в субъекте Российской Федерации, определенные в соответствии с пунктом 99 настоящих Правил.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

184. Средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) рассчитывается в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), исходя из стоимости электрической энергии и мощности, приобретаемой гарантирующим поставщиком на оптовом рынке в соответствии с настоящими Правилами.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

При расчете средневзвешенной нерегулируемой цены на электрическую энергию (мощность) учитываются следующие величины:

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии;

приходящиеся на единицу электрической энергии расходы на приобретение мощности;

приходящийся на единицу электрической энергии размер обязательств по оплате электрической энергии в объеме отклонений, определенный за соответствующий расчетный период по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы.

Средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) определяется с учетом корректировки, обусловленной разницей между плановыми и фактическими объемами потребления электрической энергии и мощности в предыдущем расчетном периоде.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

185. Величина, указанная в абзаце третьем пункта 184 настоящих Правил, рассчитывается в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, как сумма следующих величин:

1) средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, определяемая по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед исходя из равновесных цен на электрическую энергию на каждый час расчетного периода и объемов, на которые объемы планового почасового потребления электрической энергии соответствующего участника оптового рынка превышают объемы электрической энергии, приобретаемые им на оптовом рынке по регулируемым договорам;

2) средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, определяемая исходя из стоимости электрической энергии, приобретаемой по регулируемым договорам (за исключением регулируемых договоров для населения), которая рассчитывается в соответствии с разделом VI настоящих Правил с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 71 настоящих Правил, и объемов электрической энергии, приобретаемой по указанным договорам.

186. Величина, указанная в абзаце четвертом пункта 184 настоящих Правил, рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из стоимости мощности, приобретаемой по результатам конкурентного отбора мощности, без учета распределения величины, рассчитанной в соответствии с пунктом 116 настоящих Правил, и с использованием других способов торговли мощностью на оптовом рынке в соответствии с настоящими Правилами, а также величин штрафов, рассчитанных по договорам купли-продажи мощности.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

187. Величина, указанная в абзаце пятом пункта 184 настоящих Правил, определяется в соответствии с порядком, определенным договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как произведение следующих величин:

средневзвешенный модуль разности индикатора стоимости и равновесной цены на электрическую энергию, сложившийся в каждый час соответствующего расчетного периода;

доля, которую объем электрической энергии, равный усредненному показателю объемов отклонений, занимает в объеме планового почасового потребления электрической энергии, не купленной по регулируемым договорам.

Усредненный показатель объемов отклонений определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка организацией коммерческой инфраструктуры для каждого гарантирующего поставщика.

188. Средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке рассчитывается в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), как сумма следующих величин:

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, которая определяется за соответствующий расчетный период по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед;

приходящийся на единицу электрической энергии размер обязательств по оплате электрической энергии в объеме отклонений, определенный за соответствующий расчетный период по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, определяемая исходя из стоимости электрической энергии, приобретаемой по регулируемым договорам (за исключением регулируемых договоров для населения), которая рассчитывается в соответствии с разделом VI настоящих Правил с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 71 настоящих Правил, и объемов электрической энергии, приобретаемой по указанным договорам.

Величина, указанная в абзаце втором настоящего пункта, определяется по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед исходя из равновесных цен на электрическую энергию на каждый час расчетного периода и объемов, на которые объемы планового почасового потребления электрической энергии соответствующего участника оптового рынка превышают объемы электрической энергии, приобретаемые им на оптовом рынке по регулируемым договорам.

Величина, указанная в абзаце третьем настоящего пункта, определяется в порядке, предусмотренном пунктом 187 настоящих Правил.

Организация коммерческой инфраструктуры в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), для каждого часа суток расчетного периода определяет отдельно средневзвешенные нерегулируемые цены исходя из цены на электрическую энергию по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, стоимости единицы электрической энергии, определяемой исходя из стоимости электрической энергии, приобретаемой по регулируемым договорам (за исключением регулируемых договоров для населения), которая рассчитывается в соответствии с разделом VI настоящих Правил с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 71 настоящих Правил, и цены на электрическую энергию по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, а также величины, необходимой для компенсации стоимости отклонений фактических почасовых объемов потребления электрической энергии от договорных почасовых объемов потребления.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

189. Средневзвешенная цена на мощность на оптовом рынке рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) исходя из стоимости мощности, приобретаемой по результатам конкурентного отбора мощности, без учета распределения величины, рассчитанной в соответствии с пунктом 116 настоящих Правил, и с использованием других способов торговли мощностью на оптовом рынке в соответствии с настоящими Правилами, а также величин штрафов, рассчитанных по договорам купли-продажи мощности.

Средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке на расчетный период определяется с учетом корректировки, обусловленной разницей между плановыми и фактическими объемами потребления электрической энергии (мощности) в предыдущем расчетном периоде.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

190. Величины, предусмотренные абзацами третьим - пятым пункта 184 и абзацами третьим и четвертым пункта 188 настоящих Правил, рассчитываются:

1) с учетом величины, на которую корректируются обязательства по оплате электрической энергии соответствующего гарантирующего поставщика в соответствии с пунктами 85 и 150 настоящих Правил;

2) с учетом стоимости электрической энергии в объеме потерь, включенных в цену (тариф) на электрическую энергию и возникающих в сетях владельцев объектов электросетевого хозяйства, не оказывающих услуги по передаче электрической энергии.

191. Организация коммерческой инфраструктуры в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, доводит до сведения гарантирующих поставщиков значения цен на электрическую энергию, определяемых для каждого часа расчетного периода по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, и цен на мощность, определяемых по результатам конкурентного отбора мощности, а также величины, на которые корректируются обязательства по оплате электрической энергии и мощности соответствующих гарантирующих поставщиков в соответствии с пунктами 85 и 150 настоящих Правил.

192. Средневзвешенные нерегулируемые цены подлежат опубликованию организацией коммерческой инфраструктуры на ее официальном сайте в сети Интернет в течение 4 дней после окончания соответствующего расчетного периода, за исключением 2011 года, для которого сроки публикации устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1179)

193. Организация коммерческой инфраструктуры рассчитывает в соответствии с правилами применения цен (тарифов), определения стоимости электрической энергии и мощности, реализуемой на розничных рынках по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объемов потребления электрической энергии и мощности от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объема потребления электрической энергии и мощности на территориях неценовых зон оптового рынка, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов (далее - Правила применения цен (тарифов) в неценовых зонах оптового рынка), и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным, представляет каждому гарантирующему поставщику, функционирующему на территории неценовой зоны (энергосбытовой, энергоснабжающей организации):

1) стоимость единицы электрической энергии в объемах планового почасового потребления электрической энергии, рассчитанную для каждого часа;

2) коэффициент, отражающий долю потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей в объемах покупки гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) на оптовом рынке, на основании объемов, определенных в прогнозном балансе для соответствующего месяца;

3) стоимость единицы планового объема покупки мощности, рассчитанную для месяца поставки;

4) стоимость электрической энергии в объеме отклонений фактического потребления электрической энергии от планового для каждого часа;

5) стоимость мощности в объеме отклонений фактического потребления от планового за соответствующий месяц поставки;

6) разницу предварительно рассчитанных объемов обязательств участников по оплате электрической энергии и предварительно рассчитанных объемов требований по оплате электрической энергии, учтенную при составлении окончательного расчета для каждой группы точек поставки для каждого часа;

7) разницу предварительно рассчитанных объемов обязательств участников оптового рынка по оплате мощности и предварительно рассчитанных объемов требований по оплате мощности, обусловленных отличием фактических объемов покупки мощности от плановых, учтенную при составлении окончательного расчета для каждой группы точек поставки за расчетный период;

8) стоимость электрической энергии в объемах планового почасового потребления для соответствующего месяца (с учетом особенностей, предусмотренных Правилами применения цен (тарифов) в неценовых зонах оптового рынка для потребителей, осуществляющих расчеты по двухставочным, одноставочным тарифам или тарифам, дифференцированным по зонам суток), рассчитываемая как сумма следующих величин, скорректированная на распределенную в соответствии с пунктом 181 настоящих Правил часть разницы между суммой предварительно рассчитанных объемов обязательств и суммой предварительно рассчитанных объемов требований на соответствующей территории:

произведения объема электрической энергии, соответствующего потреблению электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, определенного в прогнозном балансе на соответствующий месяц, и индикативной цены на электрическую энергию, установленной федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов;

произведения объема электрической энергии, включенного в объемы планового почасового потребления гарантирующего поставщика (энергосбытовой, энергоснабжающей организации), за вычетом объема электрической энергии, приходящегося на переток по границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка, объема электрической энергии, потребляемого населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, и объема электрической энергии, реализованного в соответствии с пунктами 179 и 180 настоящих Правил, и стоимости единицы электрической энергии, определенной в соответствии с пунктом 175 настоящих Правил;

стоимости электрической энергии в объемах перетока между неценовой зоной и ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка, определенной в соответствии с пунктом 157 настоящих Правил;

стоимости электрической энергии, купленной по договорам, предусмотренным пунктами 179 и 180 настоящих Правил, определяемой в соответствии с Правилами применения цен (тарифов) в неценовых зонах оптового рынка;

9) стоимость мощности для соответствующего месяца, рассчитываемую как величину, равную произведению планового объема покупки мощности и стоимости единицы планового объема мощности для потребителя, уменьшенную на величину стоимости избыточного объема мощности, определенную в соответствии с пунктом 177 настоящих Правил, и скорректированную на распределенную в соответствии с пунктом 178 настоящих Правил часть разницы между суммой предварительно рассчитанных объемов обязательств и суммой предварительно рассчитанных объемов требований по оплате мощности на соответствующей территории;

10) иные параметры, предусмотренные Правилами применения цен (тарифов) в неценовых зонах оптового рынка.

ПРИЛОЖЕНИЕ N 1
к Правилам оптового рынка
электрической энергии и мощности

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

Республика Адыгея, Республика Башкортостан, Республика Дагестан, Республика Ингушетия, Кабардино-Балкарская Республика, Республика Калмыкия, Карачаево-Черкесская Республика, Республика Карелия, Республика Марий Эл, Республика Мордовия, Республика Северная Осетия - Алания, Республика Татарстан, Удмуртская Республика, Чеченская Республика, Чувашская Республика

Краснодарский край, Пермский край

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

Астраханская область, Белгородская область, Брянская область, Владимирская область, Волгоградская область, Вологодская область, Воронежская область, Ивановская область, Калужская область, Кировская область, Костромская область, Курганская область, Курская область, Ленинградская область, Липецкая область, Московская область, Мурманская область, Нижегородская область, Новгородская область, Оренбургская область, Орловская область, Пензенская область, Псковская область, Ростовская область, Рязанская область, Самарская область, Саратовская область, Свердловская область, Смоленская область, Тамбовская область, Тверская область, часть территории Томской области (в границах которой происходит формирование равновесной цены оптового рынка) и Омской области, для которых электрическая энергия поставляется с территории объединенной энергетической системы Урала, Тульская область, Тюменская область, Ульяновская область, Челябинская область, Ярославская область

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

город Москва, город Санкт-Петербург

территории Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ставропольского края, в границах которых происходит формирование равновесной цены оптового рынка

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

Республика Тыва, Республика Хакасия

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

Алтайский край

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

Кемеровская область, Новосибирская область, Омская область и Томская область (в границах которой происходит формирование равновесной цены оптового рынка), за исключением территорий, входящих в первую ценовую зону

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

территории Республики Алтай, Красноярского края, Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края, в границах которых происходит формирование равновесной цены оптового рынка

(в ред. Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178)

ПРИЛОЖЕНИЕ N 2
к Правилам оптового рынка
электрической энергии мощности

I. Территория Калининградской области

II. Территория Республики Коми

III. Территория Архангельской области

IV. Территория Дальнего Востока, в которую объединены территории Южно-Якутского района Республики Саха (Якутия), Приморского края, Хабаровского края, Амурской области, Еврейской автономной области

ПРИЛОЖЕНИЕ N 3
к Правилам оптового рынка
электрической энергии мощности

1. Республика Бурятия - на период до 1 января 2012 г.

2. Республика Дагестан

3. Республика Ингушетия

4. Кабардино-Балкарская Республика

5. Карачаево-Черкесская Республика

6. Республика Северная Осетия - Алания

7. Республика Тыва

8. Чеченская Республика

УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 27 декабря 2010 г.
N 1172

1. В 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, ст. 130; 2006, N 23, ст. 2522; N 36, ст. 3835; N 37, ст. 3876; 2007, N 16, ст. 1909; 2008, N 25, ст. 2989; 2009, N 8, ст. 981, 982; N 12, ст. 1429; N 38, ст. 4479; 2010, N 12, ст. 1333; N 21, ст. 2610; N 23, ст. 2837; N 40, ст. 5102):

а) в абзаце втором подпункта 1 пункта 3 слова "Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" заменить словами "Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности";

б) в абзаце третьем пункта 15 слова "первого 3-летнего" исключить;

в) в пункте 15.1 слова "первого 3-летнего" исключить;

г) абзац третий пункта 16 признать утратившим силу;

д) дополнить пунктами 16.1 и 16.2 следующего содержания:

"16.1. При формировании сводного баланса Федеральная служба по тарифам определяет для организаций, являющихся субъектами оптового рынка и осуществляющих поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке по регулируемым тарифам (ценам), прогнозные объемы поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке с выделением объемов поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности по регулируемым тарифам (ценам) в отношении зарегистрированных за ними групп точек поставки.

Прогнозные объемы поставки электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке по регулируемым тарифам (ценам) для производителя из числа определенных Федеральной службой по тарифам в соответствии с критериями, установленными правилами оптового рынка, не могут превышать 35 процентов суммарного прогнозного объема поставки электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок, определяемого для соответствующего производителя при формировании сводного баланса.

При формировании сводного баланса Федеральная служба по тарифам определяет для организаций, являющихся субъектами оптового рынка и не осуществляющих поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке по регулируемым тарифам (ценам), прогнозные объемы поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в отношении зарегистрированных за ними групп точек поставки. При этом указанные решения в отношении потребителей, энергосбытовых и энергоснабжающих организаций, к числу покупателей электрической энергии и (или) мощности которых не относится население и (или) приравненные к нему категории потребителей, могут приниматься по соответствующим группам точек поставки суммарно по субъекту Российской Федерации.

При определении впервые прогнозных объемов покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке для покупателей органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов представляется заключение об отсутствии негативных социально-экономических последствий с приложением оценки возможных социально-экономических последствий для соответствующего субъекта Российской Федерации.

В случае непредставления такого заключения в сроки, необходимые для принятия балансовых решений органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов, Федеральная служба по тарифам направляет письменный запрос о представлении такого заключения. В случае если заключение не представлено в течение 5 дней со дня поступления запроса, Федеральная служба по тарифам принимает балансовые решения на основании имеющихся у нее данных.

Решения в части определения в прогнозном балансе объемов поставки (покупки) электрической энергии и мощности принимаются не позднее чем за 2 месяца до начала соответствующего периода регулирования. Срок принятия балансовых решений может быть продлен Федеральной службой по тарифам, но не более чем на 30 дней.

16.2. Федеральная служба по тарифам в текущем расчетном периоде регулирования принимает решение об изменении прогнозных объемов покупки электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в случае получения уведомления об исключении организации из реестра субъектов оптового рынка и (или) о прекращении (отсутствии) в соответствии с правилами оптового рынка поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в отношении соответствующей организации в течение 20 дней со дня получения такого уведомления. Такое решение вступает в силу с первого числа месяца, следующего за месяцем, в котором оно было принято, но не ранее исключения организации из указанного реестра и (или) прекращения в отношении нее поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке.

Указанные решения могут быть пересмотрены в текущем периоде регулирования также на основании решения Правительства Российской Федерации.

За исключением случаев, указанных в абзацах первом и втором настоящего пункта, изменение сводного прогнозного баланса, связанное с определением впервые и (или) изменением прогнозных объемов в отношении субъектов оптового рынка, не осуществляющих поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке с применением регулируемых цен (тарифов) в соответствии с правилами оптового рынка, осуществляется в 2012 году не чаще одного раза в полгода, с 1 января 2013 г. - не чаще одного раза в квартал. Указанные решения принимаются не позднее чем за один календарный месяц до начала очередного квартала (в 2012 году - не позднее 1 июня).";

е) в абзаце одиннадцатом пункта 35.4 слова "не может отличаться от необходимой валовой выручки, рассчитанной без учета такого перераспределения, более чем на 12 процентов" заменить словами "может отличаться от необходимой валовой выручки, рассчитанной без учета такого перераспределения, более чем на 12 процентов по согласованию с Федеральной службой по тарифам";

ж) пункт 39 после абзаца второго дополнить абзацами следующего содержания:

"Если для генерирующих объектов, мощность которых поставляется на оптовом рынке в вынужденном режиме, Федеральной службой по тарифам определяются тарифы (цены) на мощность, поставляемую на оптовом рынке в вынужденном режиме, и (или) на поставляемую в таких условиях электрическую энергию, регулируемые тарифы (цены) на мощность и на электрическую энергию, которые оплачиваются по регулируемым договорам, в отношении таких генерирующих объектов устанавливаются на уровне этих тарифов (цен) в определяемом Федеральной службой по тарифам порядке.

В отношении генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию после 2007 года, для которых не установлены подлежащие индексации регулируемые тарифы (цены) на электрическую энергию и мощность, регулируемый тариф (цена) на мощность, оплачиваемую по регулируемым договорам, устанавливается на уровне цены мощности, определенной по итогам конкурентного отбора мощности, а в последующем индексируется в соответствии с изменением индекса цен производителей на год поставки мощности, определяемого и публикуемого Министерством экономического развития Российской Федерации. В отношении указанных генерирующих объектов регулируемый тариф (цена) на электрическую энергию, поставляемую по регулируемым договорам, если он устанавливается впервые, рассчитывается в соответствии с определяемым Федеральной службой по тарифам порядком, на основании которого рассчитывается тариф (цена) на электрическую энергию, поставляемую в условиях поставки мощности в вынужденном режиме, а в последующем - с применением метода индексации тарифов (цен). Данное положение не применяется, если в отношении генерирующего объекта для участия в конкурентном отборе мощности была подана и отобрана ценовая заявка на продажу мощности, содержащая цену, отнесенную в соответствии с правилами оптового рынка к наиболее высоким ценам.";

з) в пункте 53:

абзац восьмой после слов "к числу потребителей которых относится население" дополнить словами "и (или) приравненные к нему категории потребителей";

дополнить абзацем следующего содержания:

"Прогнозные объемы покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей для указанных субъектов определяются таким образом, чтобы отношение суммарного за год прогнозного объема потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей к объему электрической энергии, соответствующему среднему за год значению прогнозного объема мощности, определенного в отношении указанных категорий потребителей, не превышало 5000 и не было ниже 3500. Указанное отношение рассчитывается в определяемом Федеральной службой по тарифам порядке.".

2. Пункты 33 и 34 Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2009, N 12, ст. 1429; 2010, N 15, ст. 1803), изложить в следующей редакции:

"33. В заключении о необходимости отказа в выводе объекта диспетчеризации из эксплуатации указываются причины отказа и срок, на который необходимо приостановить вывод объекта диспетчеризации из эксплуатации и в течение которого объект диспетчеризации должен поддерживаться в рабочем состоянии.

34. В случае если системным оператором представлено заключение о необходимости отказа в выводе объекта диспетчеризации из эксплуатации, уполномоченный орган вправе потребовать от заявителя приостановить вывод объекта диспетчеризации на срок не более 2 лет или направить в Правительство Российской Федерации предложение о реализации права потребовать от заявителя выставить объект диспетчеризации на тендерную продажу и при отсутствии иных лиц, заинтересованных в приобретении такого объекта, осуществить его выкуп в целях сохранения системы жизнеобеспечения населения, проживающего на соответствующей территории.

В случае если уполномоченный орган потребовал от заявителя приостановить вывод объекта диспетчеризации из эксплуатации, в течение срока, на который приостановлен вывод объекта диспетчеризации из эксплуатации, мощность указанного объекта оплачивается в установленном Правительством Российской Федерации порядке. При этом если мощность этого объекта диспетчеризации в течение указанного срока не оплачивается по результатам конкурентного отбора мощности, то электрическая энергия и мощность такого объекта оплачиваются в порядке, установленном для генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме.".

3. В постановлении Правительства Российской Федерации от 14 ноября 2009 г. N 929 "О порядке осуществления государственного регулирования в электроэнергетике, условиях его введения и прекращения и о внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 47, ст. 5667):

а) в наименовании слова "и о внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" исключить;

б) в преамбуле слова "со статьями 27 и 32 Федерального закона" заменить словами "с Федеральным законом".

в) в пункте 1:

слова "статьей 27" заменить словами "статьей 23.3";

дополнить словами ", подготовленное в том числе на основании информации организаций технологической и коммерческой инфраструктуры оптового рынка о наличии временного совокупного дефицита электрической энергии в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка и превышении темпов изменения цен на электрическую энергию в соответствующей ценовой зоне (ценовых зонах) сверх ограничений, установленных правилами оптового рынка";

г) пункт 5 признать утратившим силу.

4. В постановлении Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922; N 42, ст. 5397):

а) в наименовании слова "(мощности) переходного периода" заменить словами "и мощности";

б) в Правилах определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных указанным постановлением:

в пункте 1 слова "подпунктом "в-2" пункта 3 Правил оптового рынка электрической энергии "(мощности) переходного периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643" заменить словами "подпунктом 10 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172";

подпункт "г" пункта 4 изложить в следующей редакции:

г) "плату за технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям, утвержденную соответствующим органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.";

пункт 14 дополнить словами "за вычетом размера ранее полученных на такие мероприятия средств, включающих инвестиционную составляющую в составе средств, полученных от продажи электрической энергии и мощности, на основании информации, полученной от федерального органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов";

в пункте 17 слова "фактических затрат на оплату услуг по технологическому присоединению" заменить словами "платы за технологическое присоединение";

в) в Правилах индексации цены на мощность, утвержденных указанным постановлением:

в подпункте "б" пункта 2 слова "пунктом 86.36 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643" заменить словами "пунктом 114 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172";

абзац первый пункта 3 дополнить словами ", за исключением конкурентного отбора мощности на 2011 год";

в пункте 4, в абзаце первом пункта 5, абзаце первом пункта 6, в абзацах первом и втором подпункта "а" и подпункте "в" пункта 6 слова "пунктом 86-36" заменить словами "пунктом 114".

г) в абзаце третьем пункта 6 Правил расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденных указанным постановлением, слова "затрат на присоединение к технологической инфраструктуре, особенности определения которых" заменить словами "платы за технологическое присоединение к технологической инфраструктуре, особенности возмещения которой".

ПРИЛОЖЕНИЕ
к постановлению Правительства
Российской Федерации
от 27 декабря 2010 г.
N 1172

1. Постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 44, ст. 4312).

2. Пункт 141 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 1 февраля 2005 г. N 49 "Об изменении и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 7, ст. 560).

3. Пункт 4 постановления Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2005 г. N 81 "Об определении источников возмещения расходов на обеспечение деятельности и выполнение обязанностей эксплуатирующей организации, осуществляющей деятельность в области использования атомной энергии" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 8, ст. 658).

4. Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2005 г. N 219 "О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 17, ст. 1554).

5. Пункт 1 изменений, которые вносятся в постановления Правительства Российской Федерации по вопросам сектора отклонений оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2005 г. N 620 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 43, ст. 4401).

6. Постановление Правительства Российской Федерации от 7 ноября 2005 г. N 661 "О внесении изменения в постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 46, ст. 4677).

7. Пункт 1 изменений, которые вносятся в постановления Правительства Российской Федерации по вопросам участия в регулируемом секторе оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2005 г. N 676 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 47, ст. 4930).

8. Пункт 1 изменений, которые вносятся в постановления Правительства Российской Федерации, устанавливающие порядок функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. N 529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 36, ст. 3835).

9. Пункт 1 постановления Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2006 г. N 830 "О внесении изменений в постановления Правительства Российской Федерации по вопросам электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 1, ст. 282).

10. Пункт 2 изменений, которые вносятся в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 7 апреля 2007 г. N 205 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 16, ст. 1909).

11. Пункт 1 изменений, которые вносятся в 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, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2007 г. N 951 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 2, ст. 84).

12. Пункт 2 изменений, которые вносятся в отдельные постановления Правительства Российской Федерации по вопросам организации деятельности гарантирующих поставщиков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2007 г. N 996 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 3, ст. 182).

13. Пункт 1 изменений, которые вносятся в постановления Правительства Российской Федерации по вопросам организации конкурентной торговли генерирующей мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28 июня 2008 г. N 476 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 27, ст. 3285).

14. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 14 февраля 2009 г. N 114 "О порядке отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 9, ст. 1103).

15. Постановление Правительства Российской Федерации от 1 июня 2009 г. N 462 "О внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 23, ст. 2822).

16. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам формирования перспективного источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2009 г. N 626 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 32, ст. 4040).

17. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 14 сентября 2009 г. N 726 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 38, ст. 4479).

18. Пункт 2 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации в части совершенствования порядка расчетов за электрическую энергию (мощность), тепловую энергию и природный газ, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 816 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5066).

19. Пункт 2 постановления Правительства Российской Федерации от 9 ноября 2009 г. N 910 "О порядке определения стоимости и оплаты услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 46, ст. 5500).

20. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации в связи с установлением особенностей функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) в переходный период и ценообразования в отношении услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2009 г. N 1045 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 52, ст. 6575).

21. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24 февраля 2010 г. N 89 "О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 15, ст. 1803).

22. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117 "О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 12, ст. 1333).

23. Постановление Правительства Российской Федерации от 4 марта 2010 г. N 122 "О внесении изменений в пункты 17 и 54 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 11, ст. 1216).

24. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 21 апреля 2010 г. N 269 "О проведении конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 18, ст. 2239).

25. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации в связи с определением особенностей расчета стоимости электрической энергии (мощности) для потребителей в переходный период на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. N 344 "О расчете стоимости электрической энергии (мощности) для потребителей в переходный период на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 21, ст. 2610).

26. Постановление Правительства Российской Федерации от 1 июня 2010 г. N 388 "О внесении изменений в пункт 120 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 23, ст. 2848).

27. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения особенностей расположения точек поставки для единого хозяйствующего субъекта на железнодорожном транспорте на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2010 г. N 416 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 25, ст. 3175).

28. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации в связи с установлением особенностей функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) в переходный период и ценообразования в отношении услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 8 сентября 2010 г. N 695 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 37, ст. 4708).

29. Пункт 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 23 сентября 2010 г. N 740 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 40, ст. 5071).

30. Постановление Правительства Российской Федерации от 3 ноября 2010 г. N 883 "О внесении изменений в пункт 86-26 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 49, ст. 6511).

31. Пункт 1 постановления Правительства Российской Федерации от 24 декабря 2010 г. N 1107 "О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 3, ст. 541).