Финансовые расчеты в новой модели оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода Февраль 2007 г.

Область применения ФРС нового оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода Рынок «на сутки вперед»(далее – РСВ), включая двусторонние договоры Рынок, где пакупка (продажа) осуществляется посредством регулируемых договоров (далее - РД) После введения в действие ФЗ «Об электроэнергетике» и соответствующих изменений «Правил оптового рынка электроэнергии переходного периода» осуществляется параллельное функционирование следующих рынков: Обслуживается НП «АТС» Расчеты Обслуживается ЗАО «ЦФР» Организация платежей Организация платежей Рынок « в режиме реального времени (далее – «балансирующий рынок» или БР), включая двусторонние договоры Расчеты Организация платежей

Общие положения ФРС Субъектный состав нового оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода (далее – НОРЭМ): Покупатели: существующие участники регулируемого сектора ОРЭ, представленные в сводном прогнозном балансе, утвержденном ФСТ России на 2006 г. И на 2007 год. участники ССТ, в отношении которых не приняты ТБР– «далее – частичные участники» Поставщики: существующие Поставщики ОРЭ, с учетом региональной генерации, вышедшей на ОРЭ с 1 января 2006 года. календарный месяц Расчетный период при проведении финансовых расчетов составляет календарный месяц для всех секторов НОРЭМ: РД – регулируемые договоры РСВ – рынок на сутки вперед БР – балансирующий рынок

Основные положения РД Товар в РД - электроэнергия и мощность. Стороны договора – пакупатель, поставщик и НП «АТС». Основное условие РД – «take or pay». Поставщик обязан поставить договорный объем, пакупатель обязан оплатить вне зависимости от планового потребления. Сроки действия РД - в 2006 году с г. до г., 2007 год – январь 2007 г., 12 месяцев, учитывающий январь 2007 года. Основная особенность рынка РД – сбалансированность по объемным и стоимостным потокам между пакупателями и поставщиками.

РД : Формирование стоимости по договору Цена по РД – равна цене (тарифу) на электрическую энергию и мощность поставщика, при этом цена на электрическую энергию и мощность для пакупателя по пакету РД, не должна превышать расчетный тариф на пакупку электроэнергии c учетом мощности. Стоимость мощности равна стоимости мощности, учтенной в отношении данного пакупателя в плановом балансе, рассчитанной по установленному для него тарифу на мощность с учетом коэффициента резервирования. Объемы электроэнергии по РД для участников ОРЭ регулируемого сектора – 100% от объема электрической энергии, указанного в плановом балансе на соответствующий период 2006 года (4 мес.), 2007 год – 95% от объема. Объемы мощности по РД для поставщиков – величина установленной мощности, включенной в плановый баланс на соответствующий период 2006 года (4 мес.), для пакупателей также величина мощности, указанной в плановом балансе на соответствующий период 2006 года (4 мес.)., 2007 год – годовой баланс в помесячном разрезе. Для участников ССТ электроэнергия и мощность по РД – от 0 до 30% от величины принятой РЭК при формировании планового баланса на 2006 год.

Периоды проведения финансовых расчетов по РД НП «АТС»: до 20 числа месяца, предшествующего расчетному проводит изменения условий РД в соответствии с уведомлениями направленными участниками ОРЭ – контрагентами по РД (изменения графиков поставки и (или) платежей) направляет уведомления о состоявшихся изменениях контрагентам по РД с предоставлением измененных графиков поставки и (или) платежей до 26 числа месяца, предшествующего расчетному формирует реестр обязательств (требований) по РД (п регламент 16)

Регламент информационного обмена НП «АТС» с ЗАО «ЦФР» и участниками НП «АТС» до 26 числа месяца, предшествующего расчетному направляет в ЗАО «ЦФР реестр по РД на расчетный месяц До последнего числа месяца, предшествующего расчетному ЗАО «ЦФР» направляет участникам ОРЭ плановые счета уведомления (п регламент 16)

Периоды проведения финансовых расчетов по РД (2) НП «АТС»: до 14 числа месяца, следующего за расчетным передает Участникам оптового рынка итоговый персонифицированный Реестр обязательств за электрическую энергию и мощность по заключенным ими РД направляет Уведомление передаче мощности за период Данные расчеты связаны с коэффициентом готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии (K готовности) (п регламент 16)

РД: периоды формирования обязательств за электроэнергию Даты платежа«tj» – периоды формирования обязательств Формирование реестров 7 m с 1 m по 6 m 6 m 14 m с 7 m по 13 m 13 m 21 m с 14 m по 20 m 20 m 28 m с 21 m по 27 m 27 m 7 m с 28 m-1 по последнее число m 6 m (п. 3.4 регламента 16) Стоимость электроэнергии по РД на дату формирования обязательств «di» – pi - период между предыдущей датой формирования обязательств либо первым числом расчетного месяца (включительно) и датой формирования обязательств До 26 числа месяца, предшествующего месяцу поставки по РД НП «АТС» проводит расчет предварительной стоимости электроэнергии по РД, которая соответствует итоговой стоимости электроэнергии

РД : первоначальный график платежей за мощность по РД m p1p1p2p2p3p3p4p4p5p m+1 стать э по Т эм пак оплата э по Т РД стать N по Т РД Оплата мощности недоплат а (- )/переплата (+) месяц 1 тыс.руб ,95 р ,00 р ,00 р ,22 р.-580,78 р ,48 р.6 180,00 р.6 000,00 р.5 903,20 р.-96,80 р ,43 р ,00 р ,00 р ,43 р.-677,57 р. месяц 2 тыс.руб ,95 р ,00 р ,00 р ,22 р.-580,78 р ,48 р.6 180,00 р.6 000,00 р.5 903,20 р.-96,80 р ,43 р ,00 р ,00 р ,43 р.-677,57 р. месяц 3 тыс.руб ,95 р ,00 р ,00 р ,55 р.1 161,55 р ,48 р.6 180,00 р.6 000,00 р.6 193,59 р.193,59 р ,43 р ,00 р ,00 р ,15 р.1 355,15 р.

РД: особенности формирования обязательств за мощность Даты платежа«tj» – величина формирования обязательств Формирование графика платежей 7 m 1/4 m ¼ от платежа пакупателя в месяц m 14 m 1/4 m ¼ от платежа пакупателя в месяц m 21 m 1/4 m ¼ от платежа пакупателя в месяц m 28 m 1/4 m ¼ от платежа пакупателя в месяц m 21 m+1 Готовность мощности за месяц m 14 m+1 (п. 3.4 регламента 16) До 26 числа месяца, предшествующего месяцу поставки по РД НП «АТС» проводит расчет предварительной стоимости мощности по РД. Стоимость мощности, купленной/проданной по РД «D» на дату формирования обязательств «di», рассчитывается по формуле:

Коэффициент готовности поставщика в ГТП Коэффициент готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии определяется АТС для каждого продавца мощности по регулируемым договорам на основе параметров, 1. фиксируемых СО: –Участие в общем первичном регулировании частоты –Предоставленный диапазон реактивной мощности –Для ГЭС: участие во вторичном регулировании –Готовность генерирующего оборудования к производству э/э – определяется располагаемой мощностью, соблюдением выбранного состава оборудование 2. определяемых АТС: -Наличие собственной инициативы, превышающей 2% от установленной мощности включенного оборудования -Готовность генерирующего оборудования к производству э/э - Определяется заявленным объемом на РСВ Коэффициенты определяются в соответствии с Договором о присоединении к торговой системы ОРЭ и регламентами на основании данных о качестве мощности в зоне, предоставленных СО, с применением коэффициентов, утвержденных ФСТ.

Коэффициент готовности поставщика в ГТП 1.коэффициент, определяющий участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока. 2.коэффициент, определяющий предоставление диапазона регулирования реактивной мощности 3.коэффициент, определяющий участие участника ОРЭ в автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности 4.коэффициент, определяющий участие участника ОРЭ в неавтоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности 5.коэффициент, определяющий способность к выработке электроэнергии Коэффициент готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии каждого Участника оптового рынка (отн.ед.)

Nj – количество команд отданных за месяц j-той ГТП поставщика, j – ГТП поставщика. nj – количество команд неисполненных за месяц j-той ГТП поставщика, R - паказатель снижения диапазона регулирования реактивной мощности S - коэффициент, установленный ФСТ в соответствии с Приказом Для ГТП участников, в отношении которых Nj =0, в формуле для расчета коэффициента отношение (N-n)/n принимается равным 1. Коэффициент готовности поставщика по предоставлению реактивной мощности

Определение коэффициентов готовности и снижение стоимости мощности по РД Bz <1 – по всем РД возвращается 1-bz % (2% в примере) Bz=1 – снижение стоимости мощности по РД не производится Bz 0.98 K Станция 1 V РД T РД 0.97 K гот ГТП K гот ГТП K гот ГТП3 1 K Станция 2 V РД T РД 0.98 K гот ГТП K гот ГТП K Станция 3 V РД T РД 1 K гот ГТП6 1 Возврат производится по всем РД, даже для тех РД, в которых поставщики имеют К станц=1 или выше (п регламента 16 ) Пропорционально N уст в ГТП Пропорционально стоимости мощности по РД

Расчеты по соглашению Все поставщики мощности в ценовой зоне заключают Соглашение о поддержании готовности генерирующего оборудования к выработке э. поставщик должен компенсировать затраты других поставщиков При поставке мощности, качество которой ниже 1, поставщик должен компенсировать затраты других поставщиков –При этом, возможно пропорциональное снижение условной стоимости станции: (п. 6 регламента 16) Ст-ть по РД Условная стать Расчет по Соглашению 1 S*0.98s*0.97 доплатит 2 S *0.98S*0.98 не участвует 3 S *0.98 S*1 получит

Проведение расчетов по Соглашению Каждый поставщик, имеющий обязательство по Соглашению оплачивает издержки всем поставщикам, имеющим требования по Соглашению пропорционально величине требования Поставщика в совокупном объеме требований по Соглашению АТС формирует реестр обязательств в рамках Соглашения до 14 числа месяца, следующего за расчетным, направляет ее участникам и в ЦФР для проведения расчетов через единый торговый счет 21 числа

Формат для Участника «Уведомление о передаче мощности» (для участника NNN) за ________________________ 200 г. по РД ____________________ (месяц) НП «АТС» уведомляет о том, что в соответствии с договором _______________ от ________________ передана мощность ______________ (Мвт). Стоимость мощности, купленной/проданной по РД за месяц _________________, рассчитана в соответствии с приложением к Договору о присоединении «Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке» по следующей формуле: S итог =Nрд * Трд – Nрд * Трд (1-bz), где Nрд - договорная величина мощности ____________(Мвт), Трд – тариф на мощность ____________________ (руб/Мвт), bz - коэффициент готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии в зоне торговли мощностью, составляет ___ (относительных единиц), И СОСТАВЛЯЕТ ______ (сумма прописью) РУБЛЕЙ. (Прил.5 к регламенту 16)

Формат для участника «Реестр обязательств и требований по соглашению в зоне торговли мощностью » (Прил.6 к регламенту 16) Коэффициент готовности (отн.ед.) Станция (определенный для совокупности ГТП, в отношении которых заключен РД ) Коэффициент готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии в зоне торговли мощностью. Стоимость мощности, подлежащей оплате по заключенным регулируемым договорам, рассчитанная с применением понижающих коэффициентов без НДС (руб.) Условная стоимость мощности, рассчитанная с применением понижающих коэффициентов (руб.) Финансовое обязательство (+)/требование (-) Участника оптового рынка в рамках Соглашения в ценовой зоне (руб.) в т.ч. в отношении каждого из участников имеющих требование(-) /обязательство(+): (руб.) Участник- плательщик/получатель ИНН КПП

Формат для участника «Аналитический отчет по коэффициентам готовности в зоне торговли мощностью » (Прил.34 к регламенту 16) коэффициен т, определяющ ий участие в общем первичном регулирован ии частоты электрическо го тока. коэффициен т, определяющ ий предоставление диапазона регулирован ия реактивной мощности коэффициент, определяющий участие участника ОРЭ в АВРЧ электрического тока и перетоков активной электрической мощности коэффициент, определяющий участие участника ОРЭ в неавтоматическом вторичном регулировании частоты эл.тока и перетоков активной эл. мощности коэффициен т, определяющ ий способность к выработке электроэнерг ии коэффициен т, определяющ ий способность генерирующе го оборудовани я к участию в регулирован ии активной мощности МАКС (N пост; N прод)/ N пост Коэффициен т готовности (отн.ед.) Станция (определенный для совокупности ГТП, в отношении которых заключен РД ) в т.ч. ГТП Станция (определенный для совокупности ГТП, в отношении которых заключен РД ) в т.ч. ГТП

Мощность : Расчет финансовых обязательств и требований по пакупке продаже мощности Товар – мощность. Объем сектора – отклонение по участнику в рамках субъекта РФ фактического значения потребления от величины, учтенной в Балансе ФСТ. Договоры заключаются через унифицированную сторону – ЗАО «ЦФР». Величины формируются после окончания расчетного периода на основе данных о фактическом потреблении. Цены на пакупку продажу мощности – тарифы, учтенные в РД и учитывают коэффициенты, утвержденные ФСТ. По пакупке продаже мощности соблюдается стоимостной баланс

Покупка/продажа мощности : информация используемая для финансовых расчетов пакупки 1. Величина пакупки мощности: –мощность, пакупаемая потребителями ОРЭ. –мощность, пакупаемая генераторами в части обеспечения собственных нужд. продажи 2. Величина продажи мощности: –мощность, продаваемая потребителями ОРЭ. –мощность, поставляемая генераторами ОРЭ 3. Величины пакупки (продажи) мощности : -Исходя из величин фактического потребления в час -Для потребителей максимальное потребление с 6 до 23 суток -Для ГП и ЧУ – совмещенный максимум с 6 до 23 -Фактического коэффициента резервирования -величины планового потребления мощности: -величина пакупки мощности по РД Покупка недостающего объема Продажа избыточного объема потребителями и генераторами 4. Величины продажи мощности : Абсолютное значение отрицательной разницы факта потребления и плана, распределенные пропорционально объемам пакупки в 2 итерации: 4.1. Продажа избыточного объема генераторами Продажа избыточного объема потребителями.

Покупка/продажа мощности : формирование финансовых обязательств и финансовых требований Стоимость пакупки (продажи) определяется как: Произведение тарифа и объема пакупки (продажи) с учетом коэффициента, утвержденного ФСТ. участник ТарифКоэффициент ФСТ на пакупку при (Р пик-Р факт)/P пик Коэффициент ФСТ на продажу при (Р пик-Р факт)/P пик >2%2%>2%2% Потребитель рассчитанный на основе итоговой стоимости мощности по РД. 1,0510,951 Генератор в части СН тариф станций 1,0510,951 Генератор в части избыточного объема тариф станций 1111

Покупка/продажа мощности : формирование стоимостного небаланса Разница суммарных обязательств и суммарных требований формирует Стоимостной небаланс = Предварительная стоимость пакупки – предварительная стоимость избыточных объемов продажи генераторов - предварительная стоимость избыточных объемов продажи потребителей Особенности распределения: Стоимостной небаланс не распределяется в отношении объемов избыточной продажи генераторов. Распределение осуществляется пропорционально объемам отклонений.

Покупка/продажа мощности : Распределение стоимостного небаланса Особенности распределения отрицательного небаланса: Для пакупки и продажи определяется величина предварительной корректировки пропорционально объемам отклонений: величина скорректированных требований, корректировка не превышает предварительное требование : величина скорректированных обязательств :

Покупка/продажа мощности : Распределение стоимостного небаланса Особенности распределения положительного небаланса: Для пакупки и продажи определяется величина предварительной корректировки обратно пропорционально объемам отклонений и величина скорректированных требований : величина скорректированных обязательств, корректировка не превышает предварительное обязательство : K – случаи продажи Δ макс –абс. отклонение участника P пик от P факт Δ макс – максимальное абс.отклонение участника P пик от P факт

Покупка/продажа мощности : формирование договорных обязательств

Покупка/продажа мощности : реестры обязательств/требований

РСВ : Расчет финансовых обязательств и требований на «рынке на сутки вперед» РСВ замена существующего ССТ. Товар в РСВ – электроэнергия. Объем сектора - продаются/пакупаются «лишние/недостающие» объемы электроэнергии по РД. Договоры в РСВ, как сейчас в ССТ, заключаются через унифицированную сторону – ЗАО «ЦФР». Объемы и цены формируются в процессе проведения конкурентного отбора заявок участников ОРЭ. При этом, заявки участников подаются на объемы, которые они планируют произвести (купить) в каждый час следующих суток. Цены на электрическую энергию в РСВ включают, в том числе, стоимость потерь электрической энергии, зависящих от режима.

РСВ: Расчет финансовых обязательств и требований на «рынке на сутки вперед» Расчет финансовых обязательств и требований в РСВ осуществляется в день проведения конкурентного отбора ценовых заявок, определения равновесных цен и плановых объемов электроэнергии – то есть, в день, предшествующий дню поставки. Финансовые обязательства формируются за период формирования обязательств В РСВ, как и в сейчас в ССТ, соблюдается стоимостной баланс за период формирования обязательств.

РСВ: Депонирование Даты платежа 7, 14, 21 и 28 числа расчетного периода За количество дней, равное «tj» – периоды (с 1 по 2, с 3 по 9, с 10 по 16, с 17 по 23, с 24 по последнее число расчетного месяца) 1, 8, 15, 22 и в предпоследний день расчетного месяца НП «АТС» формирует Реестр обязательств/требований Участников оптового рынка на рынке на сутки вперед за период ti (i = 1, 2, 3, 4, 5), m t1t2t3t4t Дата платежа формирование фин. об-в Период формирования фин. об-в 7 m+1

РСВ: периоды формирования обязательств Даты платежа«tj» – периоды формирования обязательств Формирование реестров 7 с 24 по последнее число расчетного месяца m-1 последний день расчетного месяца m-1 с 1 по с 3 по с 10 по с 17 по 2323 (п , регламента 16)

РСВ : информация используемая для финансовых расчетов Результат конкурентного отбора в сутки х-1, на основе которых определяется стоимость: пакупки 1. Объемы пакупки в РСВ: –объемы электроэнергии пакупаемые потребителями ОРЭ. –объемы электроэнергии, докупаемые генераторами ОРЭ, снизившими свою поставку от объемов РД. продажи 2. Объемы продажи в РСВ: –объемы электроэнергии продаваемые потребителями ОРЭ. –объемы электроэнергии, поставляемые генераторами ОРЭ 3. Объемы пакупки (продажи) потерь в РСВ : -объемы потерь как разница объема, учтенного при формировании РД и объема потерь, сложившегося в энергетическом режиме при проведении процедуры конкурентного отбора. цены 4. Равновесные цены РСВ.

РСВ: Учет свободных двусторонних договоров самостоятельно Объём, цена и порядок расчётов по двустороннему договору определяются сторонами самостоятельно. оплачивают стоимость потерь и системных ограничений Участники ОРЭ, заключившие двусторонние договоры, на равных со всеми остальными участниками РСВ оплачивают стоимость потерь и системных ограничений, обусловленную разницей равновесных цен в группе точек поставки Покупателя и Продавца. Договоры в обеспечение не нужны.

РСВ: Расчет за сутки За период формирования обязательств, и, соответственно, за месяц. Объем требований по оплате электроэнергии равен объему обязательств с учетом распределения суммы несоответствия суммарных обязательств пакупателей суммарным требованиям продавцов небаланс + – обязательства - требования

РСВ: Распределение ФРУЦ Первым этапом осуществляется корректировка финансовых обязательств Участников оптового рынка по договору купли-продажи за период «tj » на стоимость электроэнергии в объеме плановых нагрузочных потерь (разницы от 3% потерь, запланированных в РД). Вторым этапом осуществляется оставшаяся корректировка пропорционально: -плановый объем потребления (сальдированный с объемом выработки блок- станций) Участника оптового рынка в ГТП потребления -величина планового потребления, увеличенная на объем потребления по договору на розничном рынке (для ГП) -величина планового потребления, сальдированная с плановым объемом потребления по договору заключенному с энергоснабжающей организацией (ГП) на розничном рынке для частичных участников -плановый объём производства электроэнергии в ГТП генерации -полный плановый объём импорта(экспорта) электроэнергии в ГТП импорта(экспорта) По договору комиссии и по договору купли –продажи в РСВ.

Вторая итерация РСВ: распределение ФРУЦ Корректировка Купля-продажа Корректирвока Пр. Об-во Пр требование если V>0 1 рубль Корректировка Корректирвока Пр. Об-во если V>0 1 рубль Пр требование «+»«-» Комиссия Уменьшает обязательство Уменьшает требование Увеличивает требование Увеличивает обязательство 1 2 Вторая итерация

БР : расчет финансовых обязательств и требований БР - замена существующего сектора отклонений. Товар на БР– электроэнергия. Объем сектора - продаются/пакупаются «лишние/недостающие» объемы электроэнергии от объемов, зафиксированных в торговом графике + потери в сетях РСК. Договоры в БР, как в РСВ, заключаются с унифицированной стороной – ЗАО «ЦФР». Финансовые обязательства балансируются системой распределения стоимостного небаланса

БР: виды инициатив отклонений и особенности их расчета Внешняя инициатива Собственная инициатива ИС=ФАКТ-ТГ- ИВ ИВА +- ИВ0+- Если ИВ1 > 0 и ИВ0>0 и ИВА>0, или ИВ1 < 0 и ИВ0 < 0 и ИВА < 0 ДА НЕТ ИВ1, ИВ0, ИВАИВ=ИВ1+ ИВ0+ИВА ИВ1 узл +- ИВ1+- ИВ1 узл +- ИВ0-1 +-

БР: срезки для внешних инициатив Внешняя инициатива Увеличение объемов Т(+) ИВ1, ИВ0, ИВА, ИВ Снижение объемов Т (-) ИВ1, ИВ0, ИВА, ИВ Ценообразующие поставщики Ценовые заявки MAX (T заявл, i)MAX (T зяв, Ц+) MIN (T заявл, i)MIN (T зяв, Ц-) Ценообразующие поставщики ОЦЗ iiii ГЭСMAX (T э, i)MAX ( T э, Ц+ MIN (T э, i)MIN ( T э, Ц-) ГАЭСMAX (T э пост, i)MAX (T эм пст,Ц+) MIN (T э пакуп, i)MIN (T эм пкуп,Ц-) Поставщики прочие и дисквалифицированные imax(T э, i)imin (T э, i) ИВО-1I средневз Т э I средневз Т э Потребители с РН Потребители с РН без заявки Потребители с РН (ОУ-ГЭС) MIN (T заявл, i) i MIN (Tэ, i) MIN (T заяв, i)MAX (T заявл, i) i MAX (Tэ, i) MAX (T заяв, i) Потребители неценообразующие 1/2 * Ц-1/2 *min (Tэ, Ц-) 2 * Ц+2*max (Tэм, Ц+) (регламент 12 п.4)

Собственная инициатива Увеличение объемов Т (+)ИССнижение объемов Т(-)ИС Ценообразующие поставщики ГЭС Поставщики прочие и дисквалиф. min (Ц-, T заявл ) MIN (Tэ, Ц-) Ц- min( T э, Ц-) max (Ц+, T заявл ) MAX (Tэ, Ц+) Ц+ max( T эм, Ц+) Потребители Потребители с РН Ц+ MAX (Tзаявл, Ц+), max(Tэм, Ц+)Ц- MIN (Tзаявл, Ц-), min(Tэ, Ц-) БР: срезки для собственных инициатив (регламент 12 п.4)

ИВА Приоритетность учета составляющих величин отклонения по ИВ при определении стоимости ИВ0 1 2 ИВ1 соответствует диспетчерскому объему ИВ0 соответствует сумме диспетчерского объема и составляющей величины отклонения, вызванной внеплановой командой СО и ИВО-1 ИВА соответствует сумме диспетчерского объема и составляющих величин отклонения ИВ0 и ИВА и ИВО-1 ИВ соответствует сумме диспетчерского объема и составляющих величин отклонения ИВ0 и ИВА и ИВО-1 ИС соответствует сумме диспетчерского объема и составляющих величин отклонения ИВ0 и ИВА и ИВО-1 Ценовые параметры, используемые для расчета стоимости составляющей величины отклонения соответствуют следующим рассчитанным объемам: ИВ0-1

Учет 4 ступени ИВ0 Ценовые параметры, используемые для расчета стоимости составляющей величины отклонения соответствуют следующим рассчитанным объемам: ИВ0-1 ИВ0-P УДГПБР

Внешняя регулировочная инициатива Предварительная стоимость регулировочной инициативы увеличивает величину предварительных требований, за исключением случая, когда поставщиком была подана оперативная ценопринимающая заявка на уменьшение объемов производства в данный час. ТГ Р макс Цена РСВ 1 Р макс СО V огранич. ИВР Цена РСВ 2 Цена РСВ должна быть БОЛЬШЕ цены в заявке

БР: Расчет стоимости по видам отклонений Расчетные паказатели стоимости Расчетные паказатели стоимости отклонений определяются как произведение объема отклонений соответствующей инициативы на ставку для данного вида отклонений: ИВК ИПР ДДПР ИВР ИВР(-) ИВР(+) ИВХ-P Предварительные обязательства и предварительные требования Предварительные обязательства и предварительные требования определяются как сумма расчетных паказателей стоимости отдельно для обязательств и отдельно для требований ИВ1 ИВО ИВО-1 ИВА ИВс ИС ИС св. норматива

БР: Объемы и стоимость по договорам Объемы, формирующие требования по договору комиссии По генерации: ИВ1+, ИВ+, ИВО-1+, ИВ+, ИС+, ДД в обеспечение у Покупателя по договору, По потреблению: ИВ1-, ИВ-, ИВО-1-, ИВ-, ИС-, ДД в обеспечение у Покупателя по договору – для потребителей с регулируемой нагрузкой, по внешней или собственной инициативе, предварительное требование + корректировка по договору комиссии + требование по 4 ступени рассчитывается предварительное требование, причитающееся к оплате данному участнику + корректировка по договору комиссии + требование по 4 ступени. Объемы, формирующие обязательства по договору купли-продажи По генерации: ИВ1-, ИВ-, ИВО-1-, ИВ-, ИС-, ДД в обеспечение у Продавца по договору, По потреблению: ИВ1+, ИВ+, ИВО-1+, ИВ+, ИС+, ДД в обеспечение у Продавца по договору – для потребителей с регулируемой нагрузкой, предварительное обязательство по внешней или собственной инициативе, рассчитывается предварительное обязательство, причитающаяся к оплате данным участником + корректировка по договору купли-продажи корректировка по договору купли-продажи.

БР: Расчет небаланса небаланс + – Не менее 60% небаланса - Генераторы: Исполненная ИВ Не более 40% небаланса - Потребители: объем ППП, когда отклонения до 2% 80% времени расчетного периода Увеличение требований по договору комиссии или Снижение обязательств по договору купли-продажи Генераторы и Потребители: Объемы ИС Увеличение обязательств по договору купли-продажи или Снижение требований по договору комиссии, обязательства - требования (регламент 12 п.9)

Распределение отрицательного небаланса БР Отрицательная разница вторая итерация предварительных суммарных обязательств и предварительных суммарных требований участников балансирующего рынка распределяется между генераторами и потребителями Δ ГТП = ИС + x Kp + |ИС - | x Kp (ИС + x Kp + |ИС - | x Kp) при этом ИС, принимаемая в расчет, зависит от наличия АИИС: Kp= для участников – пакупателей, имеющих АИИС, удовлетворяющую требованиям оптового рынка, Kp= 1 - для участников – поставщиков, имеющих АИИС, удовлетворяющую требованиям оптового рынка, Kp= для прочих пакупателей и поставщиков, имеющих АИИС, не удовлетворяющую требованиям оптового рынка

Распределение отрицательного небаланса БР Отрицательная разница ПЕРВАЯ итерация предварительных суммарных обязательств и предварительных суммарных требований участников балансирующего рынка распределяется между генераторами и потребителями, имеющими нарушения по коммерческому учету ΔКУ ГТП = ППП*N ППП ППП КУ = МАКС(ППП, ФАКТ) x L КУ

Распределение положительного небаланса БР Положительная разница суммарных обязательств и суммарных требований участников балансирующего сегмента распределяется между генераторами и потребителями: На потребителей: На генераторов: потр = δ*min{V1/ (V1+V2); 0.4} ген = - потр V1- ППП ГТП Потребления при условии 80% часов расчетного периода участник отклонялся по ИС не более чем на 2% от ППП V2- ППП В ГТП Генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, при условии, что в данный час была внешняя инициатива. Распределение небаланса в группе Потребителей проводится пропорционально ППП в ГТП Потребления при условии 80% часов расчетного периода участник отклонялся не более чем на 2%, при этом для ГТП, которые имеют АИИС ППП Кр= 1,9, прочим ГТП – Кр =0,1 Распределение небаланса в группе Поставщиков проводится пропорционально объемам внешних инициатив.

Корректировка начисленная БР: Распределение положительного небаланса в ГТП (продолжение) Купля-продажа Корректирвока Пр. Об-во Пр требование Комиссия Уменьшает обязательство Увеличивает требование Корректировка Пр. Об-во 1 рубль 2 итерация

БР: Распределение отрицательного небаланса в ГТП (продолжение) Купля-продажа Пр требование Корректировка Пр требование Уменьшает требование Увеличивает обязательство Пр. Об-во Корректировка начисленная Корректировка 1 рубль 2 итерация Комиссия

Взаимодействие с ЦФР До 14 числа месяца следующего за расчетным, НП АТС проводит расчет стоимости отклонений электроэнергии и мощности за расчетный период по часам суток и передает данные в ЦФР и участникам; Не позднее 14 числа месяца, следующего за расчетным, ЦФР на основе полученной от НП «АТС» стоимости пакупки (продажи) электроэнергии в БР по участникам ОРЭ направляет счета на оплату и счета фактуры Не позднее 18 числа месяца, следующего за расчетным, НП «АТС» публикует на сайте персональную информацию по объемам, инициативам и ценовым паказателям для каждого часа расчетного периода по каждой ГТП участника с детализацией по РГЕ, узлам расчетной модели

Порядок проведения финансовых расчетов Платежи по финансовым обязательствам (требованиям) в БР 21 числа месяца, следующего за расчетным через единый торговый счет

Порядок проведения финансовых расчетов Предварительные значения финансовых расчетов в РД доводятся до участников в плановой схеме платежей – 26 числа месяца, предшествующего расчетному. Платежи по финансовым обязательствам (требованиям) по РД – 7, 14, 21 и 28 числа текущего месяца через единый торговый счет Платежи по финансовые обязательствам (требованиям) по РСВ - 7, 14, 21 и 28 числа текущего месяца через единый торговый счет Платежи по финансовые обязательствам (требованиям) по БР 21 числа месяца, следующего за расчетным через единый торговый счет

Спасибо за внимание!