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

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

2 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

3 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

4 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.

5 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.

6 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)

7 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)

8 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)

9 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

10 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.

11 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:

12 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.

13 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.)

14 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

15 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

16 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

17 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

18 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)

19 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

20 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

21 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

22 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.

23 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

24 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.

25 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 :

26 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

27 Покупка/продажа мощности : формирование договорных обязательств

28 Покупка/продажа мощности : реестры обязательств/требований

29 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.

30 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.

31 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

32 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)

33 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.

34 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.

35 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

36 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.

37 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

38 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

39 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 +-

40 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)

41 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)

42 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

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

44 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

45 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

46 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.

47 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)

48 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

49 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

50 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.

51 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

52 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

53 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

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

55 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

56 Спасибо за внимание!