Постановление Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 643

     При определении  указанной  стоимости  не  учитываются  объемы
электрической   энергии   (мощности),   указанные   в    договорах,
заключенных  поставщиком и покупателем - участниками оптового рынка
в отношении объемов электрической энергии  (мощности),  учтенных  в
прогнозном балансе как объемы, поставляемые на розничном рынке.
     Для покупателей,  указанных в пункте 20  настоящих  Правил,  в
целях   соблюдения   указанных   в   настоящем   пункте  требований
применяются индикативные  цены,  установленные  для  организаций  -
участников  оптового  рынка,  осуществляющих  продажу электрической
энергии (мощности) соответствующему покупателю на розничном рынке.
     Объемы электрической энергии и (или) мощности,  продаваемые по
регулируемым  договорам,  корректируются   таким   образом,   чтобы
величины   стоимости   приобретаемых   участником   оптового  рынка
электрической энергии и мощности  по  совокупности  заключенных  им
регулируемых договоров не превышали величин стоимости электрической
энергии и мощности,  рассчитанных по указанным в  настоящем  пункте
индикативным ценам.
     В случае если покупатель электрической энергии получает  право
на участие в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом
рынке в течение срока действия регулируемых договоров, на основании
которых     приобретается    электрическая    энергия    (мощность)
гарантирующим поставщиком  (энергосбытовой  организацией)  в  целях
обеспечения   потребления  энергопринимающими  устройствами  такого
покупателя  или  его  потребителей,   такой   покупатель   покупает
электрическую  энергию (мощность) по регулируемым ценам (тарифам) в
соответствующих объемах  у  поставщиков  указанного  гарантирующего
поставщика (энергосбытовой организации).
     59. Покупатель - участник  оптового  рынка  вправе  определить
любой  объем  приобретаемой  электрической  энергии по совокупности
заключаемых им регулируемых договоров  в  рамках  установленных  на
соответствующий   период   времени   предельных   (минимального   и
максимального) объемов  электрической  энергии,  покупка  (продажа)
которых   осуществляется   по   регулируемым   ценам  (тарифам).  В
дальнейшем  для  такого  участника  предельный  максимальный  объем
электрической   энергии,   покупаемый   им  по  регулируемым  ценам
(тарифам) по каждому из указанных  договоров,  не  может  превышать
определенный  таким  образом объем электрической энергии.  При этом
при покупке по совокупности  заключенных  покупателем  регулируемых
договоров  объема,  меньшего,  чем  предельный  максимальный  объем
электрической энергии, соотношение объемов электрической энергии по
каждому    заключаемому    им    регулируемому    договору   должно
соответствовать соотношению,  определенному  исходя  из  указанного
максимального  объема,  за  исключением  случаев  изменения  объема
электрической энергии по соглашению сторон регулируемого договора.
     Покупатели электрической  энергии в соответствии с договором о
присоединении  к  торговой  системе   оптового   рынка   уведомляют
администратора  торговой  системы  оптового  рынка и поставщиков по
регулируемым   договорам   об   объеме    электрической    энергии,
приобретаемой ими на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам).
     В 2006 году покупатели  электрической  энергии  подают  заявку
администратору  торговой  системы  оптового рынка с указанием доли,
применяемой ими  для  определения  объемов  электрической  энергии,
покупаемой по регулируемым ценам (тарифам) в 2006 году,  не позднее
чем за 10 дней до даты вступления в силу соответствующего договора.
     60. Поставщики  и  покупатели электрической энергии (мощности)
по регулируемым  договорам  определяются  администратором  торговой
системы оптового рынка в соответствии с договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка исходя из требований,  указанных  в
пунктах 50,  51,  58 и 61 настоящих Правил,  и с учетом заключенных
участниками оптового рынка долгосрочных регулируемых договоров.
     При определении   поставщиков   и   покупателей  электрической
энергии - контрагентов по регулируемым договорам с учетом системных
ограничений  и  ограничений по максимальным и минимальным почасовым
значениям мощности,  а  также  плановых  ремонтов  генерирующего  и
сетевого оборудования обеспечивается баланс электрической мощности,
определяемый достаточностью поставляемой поставщиками электрической
мощности  для  обеспечения  в  каждый  момент времени электрической
мощностью  энергопринимающих   устройств   покупателей   с   учетом
необходимых резервов электрической мощности.
     61. Регулируемые договоры могут заключаться между  участниками
оптового  рынка,  группы  точек поставки которых находятся в разных
ценовых  зонах,  на   объем   электрической   энергии   (мощности),
соответствующий   перетоку   между   ценовыми  зонами,  а  также  с
участниками  оптового  рынка,   группы   точек   поставки   которых
располагаются  на  территории  субъектов  Российской Федерации,  не
включенных в ценовые зоны оптового рынка,  с учетом установленных в
настоящем разделе требований и необходимости сохранения соотношения
совокупных по ЕЭС России величин  стоимости  электрической  энергии
(мощности),  поставляемой  на оптовый рынок и покупаемой на оптовом
рынке по регулируемым ценам (тарифам).
     Регулируемые договоры   купли-продажи  электрической  энергии,
производимой   на   генерирующем   оборудовании,   находящемся   на
территории  ценовой  зоны  и  функционирующем  в несинхронном с ЕЭС
России режиме,  могут  заключаться  исключительно  для  обеспечения
потребления  энергопотребляющим  оборудованием,  функционирующим  в
соответствующем периоде времени в несинхронном режиме с ЕЭС России,
поставка  электрической энергии которому производится от указанного
генерирующего оборудования.
     62. Срок  действия  регулируемого  договора и периоды поставки
электрической  энергии   (мощности),   периоды   платежей,   объемы
электрической   энергии  (мощности),  покупаемой  (продаваемой)  по
договору,   порядок   изменения   условий   договора   в   случаях,
установленных   настоящими   Правилами,  определяются  регулируемым
договором.
     Срок действия    регулируемого    договора    определяется   в
соответствии с  определенной  в  установленном  порядке  категорией
потребления.
     63. Цены  на электрическую энергию и мощность по регулируемому
договору   в   2007 году   устанавливаются   на   уровне   тарифов,
утвержденных  для  поставщика  электрической  энергии  - стороны по
данному   договору  федеральным  органом  исполнительной  власти  в
области регулирования тарифов.
     64. Цены  на  электрическую  энергию  и  цены  на  мощность по
регулируемому   договору  начиная  с  2008 года  рассчитываются  по
определяемым  федеральным  органом  исполнительной власти в области
регулирования тарифов формулам индексации цен.
     Формулы индексации   цен   определяют   зависимость  стоимости
единицы электрической энергии (мощности) в том числе от  прогнозных
показателей  инфляции  на  соответствующий  год,  изменений  цен на
топливо,  технологических особенностей  производства  электрической
энергии    (для    эксплуатирующих    организаций,   осуществляющих
деятельность   в   области   использования   атомной   энергии,   в
соответствии  с  утвержденными  в установленном порядке программами
мероприятий по обеспечению безопасности  атомных  станций  на  всех
стадиях их жизненного цикла и развития), ставок водного налога (для
гидроэлектростанций),  а также  изменений  ставок  иных  налогов  и
платежей,    вносимых    поставщиками   электрической   энергии   в
соответствии   с   договорами,   необходимыми   для   осуществления
деятельности  в  сфере  электроэнергетики и участия в оптовом рынке
электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством
об электроэнергетике.
     Цены по  регулируемым  договорам  корректируются  в  следующих
периодах   регулирования   на  величину  несоответствия  прогнозных
значений  индексов  регулируемых  государством  цен  (тарифов)   их
фактическим значениям.  Порядок применения формул индексации цен на
электрическую энергию и  на  мощность  устанавливается  федеральным
органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
     65. Объем   электрической   энергии,  продаваемый  по  каждому
регулируемому   договору  купли-продажи,  может  быть  уменьшен  по
соглашению  сторон  - поставщика и покупателя электрической энергии
в   рамках   установленных   на   соответствующий   период  времени
предельных  (минимального  и  максимального)  объемов электрической
энергии,  продажа  которых  осуществляется  по  регулируемым  ценам
(тарифам).   В  дальнейшем  при  определении  для  соответствующего
покупателя  предельного максимального объема электрической энергии,
покупаемого   им   по  регулируемым  ценам  (тарифам),  учитывается
указанное  уменьшение  объема электрической энергии. При этом такие
покупатель  и  поставщик  вправе  заключить  свободный двусторонний
договор  купли-продажи  электрической  энергии в объеме, на который
ими  был  уменьшен  объем  электрической  энергии  по регулируемому
договору.
     66. В  случае   лишения   покупателя   электрической   энергии
(мощности) статуса субъекта оптового рынка и (или) права на участие
в торговле электрической  энергией  (мощностью)  на  оптовом  рынке
заключенные ими на оптовом рынке регулируемые договоры прекращаются
в связи с невозможностью исполнения.  Его базовые прогнозные объемы
электрической  энергии (мощности) и прогнозные объемы электрической
энергии (мощности) на 2006  год  включаются  в  базовые  прогнозные
объемы   электрической   энергии  (мощности)  и  прогнозные  объемы
электрической  энергии  (мощности)  на  2006   год   гарантирующего
поставщика, который принимает на обслуживание указанного покупателя
электрической  энергии  (обслуживавшихся  им  на  розничном   рынке
потребителей).    Данные    прогнозные    объемы    включаются    в
соответствующие    объемы     энергосбытовой     (энергоснабжающей)
организации   -  участника  оптового  рынка,  с  которой  указанным
покупателем электрической энергии (потребителем, обслуживавшимся им
на  розничном  рынке)  заключен договор купли-продажи электрической
энергии  (энергоснабжения),   если   группа   точек   поставки,   с
использованием   которой   осуществляется   поставка  электрической
энергии  (мощности)   такому   покупателю   электрической   энергии
(потребителю),  соответствует требованиям оптового рынка.  Договоры
купли-продажи  электрической  энергии  (мощности)  по  регулируемым
ценам  (тарифам)  на  соответствующие  объемы  в  указанных случаях
заключаются гарантирующим поставщиком (энергосбытовой организацией)
в соответствии с требованиями настоящих Правил.
     Организации, указанные в пункте 23 настоящих Правил, заключают
регулируемые  договоры  при  условии получения ими статуса субъекта
оптового рынка и права на участие в торговле электрической энергией
(мощностью) на оптовом рынке в соответствии с разделом II настоящих
Правил.  При этом суммарный прогнозный объем электрической  энергии
(мощности)  на  2006  год  и базовый прогнозный объем электрической
энергии   (мощности)   организаций,   образуемых    в    результате
реорганизации   гарантирующего   поставщика,  энергоснабжающей  или
энергосбытовой  организации  -  участника  оптового  рынка,  должны
соответствовать прогнозному объему электрической энергии (мощности)
на 2006 год и базовому  прогнозному  объему  электрической  энергии
(мощности)   реорганизованной   организации   с  учетом  возможного
разделения  базовых  объемов  на  объемы   потребления   и   объемы
производства электрической энергии (мощности).
     67. Поставщик  по  регулируемому  договору  обязан   поставить
покупателю  электрическую  энергию в определенном в 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  договору,  а
покупатель   оплачивает   указанный   объем   по   определяемой   в
соответствии с настоящими Правилами цене.
     Для обеспечения   поставки   объема   электрической   энергии,
проданного поставщиком по регулируемым договорам в отдельный час  и
не  включенного  в  его  плановое  почасовое производство (в сальдо
поставки  по  группам  точек  поставки,   относящимся   к   импорту
электрической энергии (мощности)) в данный час,  поставщик покупает
электрическую энергию в указанном  объеме  на  основании  свободных
двусторонних  договоров купли-продажи электрической энергии и (или)
в результате конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед по
равновесной  цене,  сложившейся  в  соответствующих  группах  точек
поставки  в  данный  час.  Поставщик,   генерирующее   оборудование
которого   функционирует   в  несинхронном  режиме  с  ЕЭС  России,
приобретает   электрическую   энергию   в   указанном   объеме   по
определенным  в  установленном  порядке  тарифам  на  электрическую
энергию.
     Поставщики электрической     энергии,    функционирующие    на
территории Дальнего  Востока,  Республики  Коми  или  Архангельской
области,  в  целях  обеспечения  поставки  электрической  энергии в
объеме,  проданном по регулируемым договорам в отдельный час  и  не
включенном  в  данный  час  в  их  плановое почасовое производство,
приходящееся на переток между  указанными  территориями  и  ценовой
зоной оптового рынка, приобретают электрическую энергию в указанном
объеме  путем  участия  в  торговле   электрической   энергией   по
результатам  конкурентного  отбора ценовых заявок на сутки вперед и
рассчитываются за  указанные  объемы  по  определенным  для  них  в
установленном порядке тарифам на электрическую энергию.
     Объем электрической   энергии,   купленный   покупателем    по
регулируемым  договорам  в  отдельный  час  и  не  включенный в его
увеличенное на 3 процента плановое почасовое потребление (в  сальдо
покупки   по   группам   точек  поставки,  относящимся  к  экспорту
электрической энергии (мощности)) в данный час,  покупатель продает
в группах точек поставки поставщика по соответствующим регулируемым
договорам   на   основании   свободных    двусторонних    договоров
купли-продажи  электрической энергии или в результате конкурентного
отбора  ценовых  заявок  на  сутки  вперед  по  равновесной   цене,
сложившейся  в соответствующих группах точек поставки в данный час.
Покупатели,  приобретающие электрическую  энергию  для  обеспечения
потребления  энергопотребляющего  оборудования,  функционирующего в
несинхронном  режиме  с  ЕЭС  России,  продают   указанные   объемы
электрической   энергии   по   средневзвешенной  стоимости  единицы
электрической энергии,  приобретаемой участником оптового рынка  по
регулируемым  договорам  в  отношении указанного энергопринимающего
оборудования.
     Покупатели электрической     энергии,    функционирующие    на
территории Дальнего  Востока,  Республики  Коми  или  Архангельской
области,  продают  электрическую  энергию  в  объеме,  купленном по
регулируемым договорам в отдельный час и не включенном в данный час
в их плановое почасовое потребление,  приходящееся на переток между
указанными территориями и ценовой зоной оптового рынка,  в  группах
точек   поставки,   в   которых  исполняются  их  обязательства  по
соответствующим регулируемым договорам,  путем участия  в  торговле
электрической  энергией по результатам конкурентного отбора ценовых
заявок на сутки вперед и  рассчитываются  за  указанные  объемы  по
тарифу (индикативной цене) на электрическую энергию,  определенному
для данного покупателя в установленном порядке.
     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 регулируемым договорам.
     68. Регулируемые договоры, а также их изменения регистрируются
администратором торговой системы в порядке,  определенном договором
о присоединении к торговой системе оптового рынка, с целью их учета
при  определении  обязательств  (требований)  участников   оптового
рынка.

    VII. Особенности осуществления купли-продажи электрической
     энергии по свободным двусторонним договорам и проведения
        конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед

     69. По   свободным   (нерегулируемым)  ценам,  определяемым  в
свободных  двусторонних   договорах   купли-продажи   электрической
энергии  и (или) по результатам конкурентного отбора ценовых заявок
на сутки вперед, оплачиваются:
     а) объем  электрической  энергии  в части планового почасового
потребления (производства) электрической энергии,  не купленной (не
проданной) по регулируемым договорам;
     б) объем электрической  энергии,  необходимый  поставщику  для
выполнения   его   обязательств   по   регулируемым  договорам,  не
включенный в его плановое почасовое производство;
     в) объем  потребления,  купленный  участником  по регулируемым
договорам и превышающий его плановое почасовое потребление.
     70. Участники  оптового рынка самостоятельно определяют цены и
объем поставки  электрической  энергии  по  свободным  двусторонним
договорам  купли-продажи  электрической энергии с учетом выполнения
требований, установленных настоящими Правилами.
     Свободные двусторонние  договоры  купли-продажи  электрической
энергии, производимой на генерирующем оборудовании, функционирующем
в  несинхронном  режиме  с  ЕЭС России,  могут заключаться только с
покупателями,   энергопринимающие    устройства    которых    также
функционируют  в соответствующий период в несинхронном режиме с ЕЭС
России и которым поставляется электрическая  энергия,  производимая
на указанном генерирующем оборудовании.
     В порядке,  определенном договором о присоединении к  торговой
системе  оптового  рынка,  поставщики  и  покупатели  электрической
энергии,  заключившие свободные двусторонние договоры купли-продажи
электрической    энергии,    обязаны   оплачивать   разницу   между
равновесными ценами в группах точек поставки покупателя и  продавца
электрической  энергии  по  каждому договору.  В этих целях стороны
свободного  двустороннего  договора   купли-продажи   электрической
энергии    заключают    договоры,   предусмотренные   договором   о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
     71. Поставщик,  заключивший  свободный  двусторонний  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.
     Каждый покупатель    (поставщик)   вправе   купить   (продать)
электрическую  энергию   по   свободному   двустороннему   договору
купли-продажи  электрической  энергии  исключительно  у  участников
оптового рынка,  функционирующих в границах соответствующей ценовой
зоны.
     72. В целях обеспечения  требований,  указанных  в  пункте  67
настоящих  Правил,  поставщики  вправе  покупать,  а  покупатели  -
продавать электрическую энергию по свободным двусторонним договорам
купли-продажи   электрической   энергии,  а  также  по  результатам
конкурентного отбора ценовых заявок на  сутки  вперед  (без  подачи
соответствующих  ценовых  заявок на покупку (продажу) электрической
энергии).
     73. Свободные  двусторонние  договоры,  а  также  их изменения
регистрируются  администратором   торговой   системы   в   порядке,
определенном  договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка,  с целью их учета при определении обязательств  (требований)
участников оптового рынка.
     74. 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.
     75. 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, когда
ценопринимающие   заявки  удовлетворяются  в  порядке  очередности,
определенной в пункте 82 настоящих Правил:
     а) отсутствует   технологическая   возможность   осуществления
поставок   электрической   энергии   в   объемах,    указанных    в
ценопринимающих заявках;
     б) объем электрической энергии,  указанный  в  ценопринимающих
заявках   покупателей  (поставщиков),  превышает  суммарные  объемы
электрической энергии,  указанные  в  ценовых  заявках  поставщиков
(покупателей) соответственно.
     76. При проведении  конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на
сутки    вперед    администратор    торговой    системы   учитывает
предоставленные системным оператором сведения о заданных параметрах
функционирования ЕЭС России, в том числе:
     а) сведения о  действующей  (актуальной)  для  суток  торговли
расчетной  модели,  включающие  выбранный  на  сутки  вперед состав
работающего оборудования, задающий ограничения планового почасового
производства   в  соответствии  с  пунктом  5  настоящих  Правил  и
перетоков  мощности  по  электрическим  сетям  с  учетом   графиков
плановых  ремонтов генерирующих объектов и объектов электросетевого
хозяйства;
     б) сведения об ограничении режимов работы гидроэлектростанций;
     в) сведения о величине и территориальном  размещении  резервов
мощности  и (или) требования к территориальному размещению резервов
мощности в соответствии с пунктом 5 настоящих Правил;
     г) объемы  перетоков  электрической  энергии через границы ЕЭС
России и иностранных энергосистем;
     д) технические минимумы электростанций.
     77. При проведении  конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на
сутки  вперед  администратор  торговой  системы  обязан  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).
     78. Равновесная цена на электрическую энергию  устанавливается
для  каждого часа планируемых суток и каждого узла расчетной модели
с соблюдением следующих условий:
     а) равновесные  цены  на  электрическую  энергию одинаковы для
всех объемов электрической энергии, точка поставки которых отнесена
к одному узлу расчетной модели;
     б) 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  администратором  торговой системы в плановое
почасовое производство;
     в) для  покупателя  электрической  энергии равновесная цена не
может быть выше цены,  указанной  им  в  ценовой  заявке  на  объем
электрической энергии,  включенный администратором торговой системы
в плановое почасовое потребление;
     г) равновесные  цены  на электрическую энергию должны отражать
влияние системных  ограничений  и  потерь  стоимости  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 5 и 103 настоящих Правил ограничений на плановое почасовое
производство.  В  случае  если в результате учета влияния системных
ограничений  с  соблюдением  данного   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   администратором
торговой системы 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.
     79. В  каждой ценовой зоне при проведении конкурентного отбора
ценовых заявок  на  сутки  вперед  сопоставляются  ценовые  заявки,
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.
     80. В  случае  если  по итогам расчетного периода в результате
купли-продажи электрической энергии с использованием  конкурентного
отбора  ценовых  заявок  на  сутки вперед в соответствующей ценовой
зоне финансовые обязательства  покупателей  превышают  (оказываются
менее)  финансовые  требования  поставщиков,  в  том  числе за счет
использования  ограниченной  пропускной  способности  электрической
сети,  сумма  превышения  учитывается с соблюдением требований иных
нормативных правовых актов при составлении  окончательного  расчета
по   итогам   расчетного   периода  путем  уменьшения  (увеличения)
финансовых  обязательств  покупателей  в  данной  ценовой  зоне   в
порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка.
     81. Порядок расчета равновесных цен на электрическую энергию и
планового почасового производства и потребления  устанавливается  в
договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка.
     82. Объемы производства  электрической  энергии,  указанные  в
ценопринимающих заявках на продажу, включаются в плановое почасовое
производство в следующей очередности:
     а) в первую очередь включаются объемы электрической энергии:
     обеспечивающие заданные параметры функционирования ЕЭС России;
     производимые на    атомных    электростанциях    в    объемах,
соответствующих     требованиям     технологического     регламента
эксплуатации  атомных  электростанций  и  иных нормативных правовых
актов Российской Федерации об использовании атомной энергии;
     б) во  вторую очередь включаются объемы электрической энергии,
производимые:
     тепловыми электростанциями     в    объеме,    соответствующем
производству электрической энергии в теплофикационном режиме;
     гидроэлектростанциями в объеме, обусловленном технологическими
причинами  и   (или)   необходимостью   обеспечения   экологической
безопасности;
     в) в   третью   очередь   включаются    объемы    производства
электрической энергии,  направляемые для исполнения обязательств по
регулируемым договорам;
     г) в   четвертую   очередь   включаются   объемы  производства
электрической энергии,  направляемые участниками оптового рынка для
исполнения  их  обязательств  по  свободным  двусторонним договорам
купли-продажи электрической энергии;
     д) в  пятую  очередь включаются все прочие объемы производства
электрической энергии.
     83. Объемы   электрической   энергии,  включаемые  в  плановое
почасовое производство в первую и вторую  очередь,  направляются  в
целях   исполнения   регулируемых   договоров,  а  затем  свободных
двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии.
     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   финансовых
обязательств, установленный в пункте 84 настоящих Правил.
     84. В случае если в результате  конкурентного  отбора  ценовых
заявок  на  сутки вперед отсутствует возможность включения объемов,
указанных в подпунктах "в",  "г" и (или) "д"  пункта  82  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:
     а) определяются поставщики,  объемы производства электрической
энергии которых были приняты вместо  указанного  в  ценопринимающих
заявках объема;
     б) равновесные цены на электрическую энергию в узлах расчетной
модели,  к  которым  относятся  группа  точек  поставки поставщика,
подавшего указанную ценопринимающую заявку, и группы точек поставки
соответствующих     поставщиков    предшествующей    очереди,    не
определяются;
     в) стоимость  объемов  электрической  энергии,  поставленной в
указанных узлах расчетной модели  поставщиком,  подавшим  указанную
ценопринимающую    заявку,    и    соответствующими    поставщиками
предшествующей  очереди,  не  учитывается  при  расчете  финансовых
обязательств  участников  при конкурентном отборе ценовых заявок на
сутки вперед за соответствующий расчетный период.
     85. Объемы  электрической  энергии,  купленные  (проданные)  в
каждый час суток с использованием механизма торговли,  указанного в
подпункте   "в"   пункта   3   настоящих   Правил,  определяются  в
соответствии  с  договором  о  присоединении  к  торговой   системе
оптового рынка.
     86. В случае если при проведении конкурентного отбора  ценовых
заявок   на   сутки   вперед   администратором   торговой   системы
зафиксированы  нарушения  требований,  установленных  договором   о
присоединении  к  торговой  системе  оптового  рынка,  или выявлена
невозможность  определения  объемов  и   (или)   равновесных   цен,
отвечающих  требованиям пункта 78 настоящих Правил,  а также в иных
случаях,  предусмотренных  договором  о  присоединении  к  торговой
системе  оптового  рынка,  администратор торговой системы 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
двусторонним  договорам купли-продажи электрической энергии 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.

       VIII. Конкурентный отбор для балансирования системы и
          двусторонние договоры купли-продажи отклонений

     87. 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).
     88. 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,  администратора
торговой  системы  или  системного  оператора  (далее   -   внешняя
инициатива));
     б) размеров отклонений  по  собственной  инициативе  участника
оптового рынка и по внешней инициативе.
     89. Энергоснабжающие организации  (гарантирующие  поставщики),
представляющие  на  оптовом  рынке  энергорайоны,  расположенные на
территориях субъектов Российской Федерации, не включенных в ценовые
зоны   оптового   рынка,   оплачивают  отклонения,  соответствующие
изменениям объемов перетоков электрической  энергии  (мощности)  по
границе с ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка по тарифам
на электрическую энергию (мощность) в соответствии  с  договором  о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
     90. 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 пункта 120 настоящих Правил.
     91. Конкурентный   отбор  заявок  для  балансирования  системы
обеспечивает отдельно для каждой ценовой зоны формирование:
     а) цен на электрическую энергию,  применяемых в зависимости от
направления изменения объемов  (далее  -  цены  для  балансирования
системы при увеличении (уменьшении) объемов);
     б) 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;
     в) 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  76  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.
     92. При  конкурентном  отборе   для   балансирования   системы
учитываются следующие типы заявок:
     а) ценовые и ценопринимающие заявки поставщиков  электрической
энергии,  поданные  ими  для участия в конкурентном отборе на сутки
вперед на рассматриваемый час поставки;
     б) 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;
     в) ценовые  и ценопринимающие заявки участников с регулируемым
потреблением,  которые подаются  в  срок  и  порядке,  определяемые
договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;
     г) ценопринимающие заявки на увеличение или уменьшение объемов
производства  (потребления)  электроэнергии  (далее  -  оперативные
заявки),  направляемые  для  корректировки   заявок,   поданных   в
соответствии с подпунктами "а" - "в" 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.
     93. 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.
     94. 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
5 и 103 настоящих Правил минимальным значениям,  объемы, на которые
в   заявках,   учитываемых   при  конкурентном  отборе  заявок  для
балансирования системы в соответствии с пунктами 92 и 93  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.
     95. Объемы  электрической  энергии,  указанные  в  учитываемых
ценопринимающих  и оперативных заявках,  включаются в диспетчерские
объемы электрической энергии, за исключением следующих случаев:
     а) отсутствие    технологической   возможности   осуществления
поставок электрической энергии в требуемых объемах;
     б) 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;
     в) 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.
     96. В  случаях,  указанных  в  пункте  95  настоящих   Правил,
диспетчерский  объем  электрической энергии определяется в процессе
конкурентного отбора заявок для  балансирования  системы  с  учетом
очередности,  установленной  подпунктами  "а",  "б" и "д" пункта 82
настоящих Правил.
     Объемы производства   (потребления)   электрической   энергии,
указанные  в  заявках,  не  отнесенных  к  типам  заявок,   которые
учитываются в соответствии с пунктами 92,  93 и 94 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.
     97. 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 плановым почасовым
производством (потреблением)  и  величины  внеплановых  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 112 настоящих Правил.
     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.
     98. 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 96 и 99 настоящих Правил):
     а) индикаторы  стоимости  одинаковы  для  всех   диспетчерских
объемов  электрической энергии,  отнесенных к одному узлу расчетной
модели;
     б) индикатор  стоимости  не  может  быть ниже цены,  указанной
поставщиком электрической энергии  в  заявке,  которая  учитывается
согласно  пунктам  92,  93  и  94 настоящих Правил при конкурентном
отборе заявок для балансирования системы,  на  объем  электрической
энергии, включенный в диспетчерский объем электрической энергии для
данного поставщика;
     в) индикатор  стоимости  не  может  быть выше цены,  указанной
участником  с   регулируемым   потреблением   в   заявке,   которая
учитывается   согласно   пунктам  92  и  93  настоящих  Правил  при
конкурентном отборе заявок для  балансирования  системы,  на  объем
электрической    энергии,    включенный   в   диспетчерский   объем
электрической энергии для данного участника.
     99. 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 5 и 103 настоящих Правил ограничений на плановое почасовое
производство) и стоимость потерь электрической  энергии,  зависящих
от  электроэнергетических  режимов,  соответствующих  диспетчерским
объемам электрической энергии.
     100. 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.
     101. 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.
     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 "а",  "б" и "в"
пункта  92  настоящих Правил,  в части соответствующего отклонения,
рассчитывается  на  основании  наибольшей  величины  из  индикатора
стоимости и цены, указанной в таких заявках;
     стоимость объемов  электрической  энергии,   производимой   на
гидроэлектростанциях,    в    части   соответствующего   отклонения
рассчитывается  на  основании  наибольшей  величины  из  индикатора
стоимости  и  тарифа  на  электрическую энергию,  утвержденного для
данного поставщика  федеральным  органом  исполнительной  власти  в
области регулирования тарифов;
     стоимость объемов  электрической  энергии,   производимой   на
гидроаккумулирующих   электростанциях,   в  части  соответствующего
отклонения  рассчитывается  на  основании  наибольшей  величины  из
индикатора   стоимости   и   тарифа   на   электрическую   энергию,
утвержденного в отношении данного  поставщика  федеральным  органом
исполнительной власти в области регулирования тарифов;
     стоимость объемов   электрической   энергии,    принятых    по
оперативным ценопринимающим заявкам,  а также объемов электрической
энергии,  заявки на которые не подавались  или  не  соответствовали
предусмотренным  пунктами  92  и  93 настоящих Правил требованиям к
заявкам,  учитываемым при конкурентном  отборе  для  балансирования
системы,  в  части  соответствующего  отклонения  рассчитывается на
основании индикатора стоимости;
     стоимость объемов   электрической   энергии,  производимой  на
объектах  по  производству  электрической  энергии,   введенных   в
эксплуатацию  в  соответствии с порядком и условиями финансирования
объектов по производству электрической энергии (мощности)  в  целях
предотвращения возникновения дефицита электрической мощности (далее
- генерирующие объекты,  за счет которых формируется  перспективный
резерв  мощности),  в  том  числе объемов,  принятых по оперативным
ценопринимающим  заявкам,  в  части   соответствующего   отклонения
рассчитывается на основании наименьшего значения из утвержденного в
отношении данного  участника  тарифа  на  электрическую  энергию  и
величины,  используемой  для  расчета  стоимости  указанных объемов
электрической энергии,  производимой на  генерирующем  оборудовании
соответствующего типа.
     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 "а",  "б" и "в"
пункта  92  настоящих  Правил,  в части соответствующего отклонения
рассчитывается  на  основании  наименьшей  величины  из  индикатора
стоимости и 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  тарифа  на  электрическую  энергию,  утвержденного  в
отношении данного  поставщика  федеральным  органом  исполнительной
власти в области регулирования тарифов;
     стоимость объемов  электрической  энергии,   производимой   на
гидроаккумулирующих   электростанциях,   в  части  соответствующего
отклонения  рассчитывается  на  основании  наименьшей  величины  из
индикатора  стоимости  и  тарифной ставки на электрическую энергию,
определенной федеральным органом исполнительной  власти  в  области
регулирования  тарифов  в  отношении данного поставщика для покупки
электрической энергии;
     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 92 и 93 настоящих  Правил  требованиям  к
учитываемым  при  конкурентном  отборе  для  балансирования системы
заявкам,  в части  соответствующего  отклонения  рассчитывается  на
основании индикатора стоимости;
     стоимость объемов  электрической  энергии,   производимой   на
генерирующих  объектах,  за  счет которых формируется перспективный
резерв мощности,  в том  числе  объемов,  принятых  по  оперативным
ценопринимающим   заявкам,   в  части  соответствующего  отклонения
рассчитывается на основании наибольшего значения  из  утвержденного
для  данного  участника тарифа на электрическую энергию и величины,
используемой для расчета стоимости указанных объемов  электрической
энергии, производимой на генерирующем оборудовании соответствующего
типа.
     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  тарифа  на
электрическую  энергию,  утвержденного   для   данного   поставщика
федеральным  органом  исполнительной власти в области регулирования
тарифов;
     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 тарифной ставки
на   электрическую   энергию,   определенной   федеральным  органом
исполнительной власти в области регулирования тарифов  в  отношении
данного поставщика для покупки электрической энергии;
     стоимость отклонения в  отношении  генерирующих  объектов,  за
счет    которых    формируется   перспективный   резерв   мощности,
рассчитывается  на  основании  наименьшей  величины  из  цены   для
балансирования   системы   при   уменьшении  объемов  и  тарифа  на
электрическую энергию, утвержденного для данного участника;
     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 "а",  "б"  и  "в"  пункта  92  настоящих
Правил.
     При снижении поставщиками  объема  производства  электрической
энергии по собственной инициативе:
     стоимость отклонения  в  отношении   гидроэлектростанций   или
гидроаккумулирующих   электростанций  рассчитывается  на  основании
наибольшей  величины  из  цены  для  балансирования   системы   при
увеличении объемов и тарифа на электрическую энергию, утвержденного
для данного поставщика федеральным органом исполнительной власти  в
области регулирования тарифов;
     стоимость отклонения в  отношении  генерирующих  объектов,  за
счет    которых    формируется   перспективный   резерв   мощности,
рассчитывается  на  основании  наибольшей  величины  из  цены   для
балансирования   системы   при   увеличении  объемов  и  тарифа  на
электрическую энергию, утвержденного для данного участника;
     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 "а",  "б" и "в"
пункта 92 настоящих Правил,  на соответствующий объем,  превышающий
объем   электрической   энергии,   производимой   с  использованием
соответствующей установленному системным оператором согласно пункту
5 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 92 и 93 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 92 и 93  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 наибольшей величины
из   значения   индикатора   стоимости   и   индикативной  цены  на
электрическую  энергию,  определенной  для  конкретного  покупателя
федеральным  органом  исполнительной власти в области регулирования
тарифов,  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 92 и 93  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 наименьшей величины
из   значения   индикатора   стоимости   и   индикативной  цены  на
электрическую  энергию,  определенной  для  конкретного  покупателя
федеральным  органом  исполнительной власти в области регулирования
тарифов,  стоимость   отклонения   для   остальных   участников   с
регулируемым  потреблением  рассчитывается  на основании наименьшей
величины из значения индикатора стоимости и  соответствующей  цены,
указанной в заявке,  учитываемой при конкурентном отборе заявок для
балансирования системы в соответствии с пунктами 92 и 93  настоящих
Правил,  а  стоимость  отклонения у иных категорий покупателей - на
основании уменьшенной вдвое цены  для  балансирования  системы  при
уменьшении объемов.
     В качестве указанных в настоящем  пункте  тарифов  применяются
тарифы,  установленные  для  участника  оптового  рынка в отношении
генерирующего  объекта  и  (или)   группы   точек   поставки,   где
зафиксированы соответствующие отклонения.
     102. 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  6-часовой  период,  следующий  за  часом  фактической
поставки.
     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  администратором торговой системы 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.
     103. При   выборе   состава   генерирующего   оборудования   в
соответствии  с  пунктом  5  настоящих  Правил  системный  оператор
определяет    максимальные   и   минимальные   почасовые   значения
генерирующей  мощности  объектов  по   производству   электрической
энергии. По результатам 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)).
     104. Отклонение   по   внешней    регулировочной    инициативе
определяется   для  поставщика  как  объем  электрической  энергии,
соответствующий   величине,   на   которую    максимальный    объем
электрической   энергии,   указанный   в  поданной  для  участия  в
конкурентном отборе на сутки вперед заявке по  цене,  которая  ниже
равновесной  цены,  и  не  превышающий 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),  превышает
максимальный из следующих объемов:
     а) объем   планового   почасового  производства  электрической
энергии, суммированный с объемом отклонения по внешней инициативе;
     б) объем электрической энергии,  производимой с использованием
соответствующей сниженному  по  внешней  регулировочной  инициативе
максимальному значению генерирующей мощности;
     в) фактический  объем  производства   электрической   энергии,
учитываемый  в  конкретной  группе точек поставки в соответствующий
час.
     105. Отклонение    по   оперативной   внешней   регулировочной
инициативе по уменьшению  определяется  для  поставщика  как  объем
электрической   энергии,   соответствующий   величине,  на  которую
максимальный объем электрической энергии,  указанный в поданной для
участия  в  конкурентном  отборе  на  сутки  вперед заявке по цене,
которая  ниже  индикатора  стоимости,  и   не   превышающий   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),  превышает максимальный из
следующих объемов:
     а) объем   планового   почасового  производства  электрической
энергии;
     б) объем   планового   почасового  производства  электрической
энергии, суммированный с объемом отклонения по внешней инициативе;
     в) объем   фактического  производства  электрической  энергии,
учитываемый в данной группе точек поставки в соответствующий час;
     г) объем электрической энергии,  производимой с использованием
соответствующей сниженному по  оперативной  внешней  регулировочной
инициативе максимальному значению генерирующей мощности.
     106. Отклонение   по   оперативной   внешней    регулировочной
инициативе  по  увеличению  определяется  для  поставщика как объем
электрической  энергии,  соответствующий   величине,   на   которую
минимальный из объемов, указанных в подпунктах "а" - "в" пункта 105
настоящих Правил,  и объема электрической энергии,  производимой  с
использованием  соответствующей увеличенному по оперативной внешней
регулировочной  инициативе   минимальному   значению   генерирующей
мощности,   превышает   минимальный  объем  электрической  энергии,
указанный в поданной для участия в  конкурентном  отборе  на  сутки
вперед  заявке  по  цене,  которая  выше  индикатора  стоимости,  и
превышающий   объем   электрической   энергии,    производимой    с
использованием  соответствующей установленному системным оператором
минимальному значению генерирующей мощности (до его  увеличения  по
оперативной   внешней   регулировочной   инициативе,  но  с  учетом
увеличения по собственной регулировочной инициативе).
     107. 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).
     108. Предварительно рассчитанный объем  требований  поставщика
увеличивается:
     а) 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;
     б) на   стоимость   отклонения    по    оперативной    внешней
регулировочной   инициативе   по   уменьшению,   определяемую   как
произведение величины такого отклонения и разницы между  величиной,
применяемой  в  соответствии  с  пунктом  101  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;
     в) на    стоимость    отклонения    по   оперативной   внешней
регулировочной   инициативе   по   увеличению,   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 101 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.
     109. Поставщики и участники с регулируемым потреблением вправе
заключать свободные двусторонние 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.   Объемы
электрической  энергии,  указанные  в таких двусторонних договорах,
включаются в диспетчерские объемы электрической  энергии  на  общих
основаниях  (в том числе в соответствии с требованиями пунктов 92 и
93   настоящих   Правил,   предусматривающими   учет   заявок   при
конкурентном отборе для балансирования системы).
     Свободные двусторонние договоры  купли-продажи  отклонений,  а
также  изменения  к  ним  регистрируются  администратором  торговой
системы  в  порядке,  установленном  договором  о  присоединении  к
торговой  системе  оптового  рынка,  для  определения  обязательств
(требований) участников оптового рынка.
     Покупатель по  свободному двустороннему 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 101 настоящих Правил.
     Участники оптового  рынка,  заключившие свободные двусторонние
договоры купли-продажи  отклонений,  оплачивают  в  соответствии  с
договором о присоединении к торговой системе оптового рынка разницу
между расчетными показателями стоимости отклонений в группах  точек
поставки  покупателя  и  продавца  электрической энергии по каждому
такому договору. Отклонения, оплачиваемые по свободным двусторонним
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 110 настоящих Правил.
     В целях оплаты разницы между расчетными показателями стоимости
отклонений   в   группах   точек  поставки  покупателя  и  продавца
электрической энергии  стороны  свободного  двустороннего  договора
купли-продажи   отклонений   заключают   договоры,  предусмотренные
договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
     110. 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:
     а) 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.  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;
     б) 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.  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;
     в) 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.
     111. 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
двусторонним договорам купли-продажи отклонений и на распределенную
в  соответствии  с пунктом 110 настоящих Правил часть разницы между
суммой предварительно рассчитанных объемов  обязательств  и  суммой
предварительно рассчитанных объемов требований,  с учетом положений
пункта 102 настоящих Правил.  Также при расчете итоговой  стоимости
отклонений  за  расчетный  период  в  соответствии  с  пунктом  109
настоящих Правил учитывается разница между расчетными  показателями
стоимости отклонений в группах точек поставки покупателя и продавца
электрической  энергии  по  двустороннему  договору   купли-продажи
отклонений.
     112. 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.
     113. Системный оператор ведет учет  оперативных  диспетчерских
команд,  выданных  участникам  рынка,  инициатив субъектов оптового
рынка    (владельцев    объектов     электросетевого     хозяйства,
администратора  торговой  системы и системного оператора),  а также
изменений системных ограничений, повлекших отклонения.
     Указанную информацию      системный      оператор     передает
администратору торговой  системы  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.

     IX. Особенности участия отдельных категорий поставщиков и
    покупателей электрической энергии в отношениях, связанных с
   обращением электрической энергии (мощности) на оптовом рынке

     114. Объемы  электрической  энергии  в   заявках,   подаваемых
гарантирующими   поставщиками   и   энергосбытовыми  организациями,
поставляющими электрическую энергию в том числе с  целью  снабжения
граждан,  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.
     115. Организации,  указанные  в  пункте  26  настоящих Правил,
участвуют в торговле электрической энергией (мощностью) на  оптовом
рынке с учетом следующих особенностей:
     а) объемы  мощности   для   целей   исполнения   обязательств,
указанных  в  разделе  IV  настоящих Правил,  формируются исходя из
величины всей мощности  генерирующего  оборудования  независимо  от
объемов  потребления  мощности  на  энергопринимающем  оборудовании
таких организаций.  Если генерирующее оборудование этих организаций
не  представлено на оптовом рынке отдельной группой точек поставки,
такие  организации  могут  принимать  на   себя   обязательства   в
соответствии  с  предусмотренными  подпунктами  "а" - "д" пункта 38
настоящих  Правил  требованиями  и  договором  о  присоединении   к
торговой   системе   оптового   рынка   на   основании   соглашения
поставщиков, предусмотренного пунктом 39 настоящих Правил;
     б) объемы  мощности  для  целей покупки формируются в порядке,
предусмотренном разделом IV  настоящих  Правил,  исходя  из  полных
объемов   потребления   электрической   мощности  энергопринимающим
оборудованием с учетом коэффициента резервирования,  за исключением
объемов  потребления  электрической мощности на собственные и (или)
хозяйственные нужды электростанций,  определяемых в соответствии  с
договором  о  присоединении  к  торговой  системе  оптового  рынка.
Потребление на собственные  и  хозяйственные  нужды  электростанций
определяется  в соответствии с договором о присоединении к торговой
системе  оптового  рынка  как  потребление  электрической  энергии,
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  в  объемах поставки потребителям на розничном рынке и иным
организациям;
     в) в   случае   если  для  указанных  организаций  установлены
различные  ставки  тарифа  на  мощность  и  индикативной  цены   на
мощность,    размеры    стоимости    указанных   объемов   мощности
рассчитываются раздельно.  В иных случаях рассчитывается  стоимость
объемов мощности,  соответствующих разнице между объемами мощности,
определенными для целей поставки и покупки мощности;
     г) указанные  организации  подают  отдельные ценовые заявки на
продажу  и  на  покупку  электрической  энергии   для   участия   в
конкурентном   отборе   ценовых   заявок  на  сутки  вперед  и  для
балансирования системы;
     д) в   целях   планирования   и   управления  режимами  работы
генерирующего и энергопотребляющего оборудования,  а также с  целью
определения  равновесных цен на электрическую энергию и индикаторов
стоимости электрической энергии при проведении конкурентного отбора
на  сутки вперед и для балансирования системы объемы производства и
потребления электрической  энергии  указанных  в  настоящем  пункте
организаций,   относящиеся  к  генерирующему  и  энергопринимающему
оборудованию, учитываются отдельно;
     е) в  случае если для указанных в настоящем пункте организаций
установлены различные ставки  тарифа  на  электрическую  энергию  и
индикативной  цены  на  электрическую  энергию,  размеры  стоимости
указанных объемов электрической  энергии,  определенных  для  целей
поставки  и  покупки,  рассчитываются  раздельно.  В  иных  случаях
рассчитывается    стоимость    объемов    электрической    энергии,
соответствующих   разнице  между  объемами  электрической  энергии,
определенными для целей поставки и покупки электрической энергии;
     ж) если   при   определении   поставщиков   и  покупателей  по
регулируемым  договорам  в  соответствии  с  положениями  настоящих
Правил поставщиком и покупателем по регулируемому договору является
один и  тот  же  участник,  то  такой  договор  не  заключается,  а
соответствующий    объем   электрической   энергии,   указанный   в
ценопринимающей   заявке,   включается   в    плановое    почасовое
производство   (потребление)   в  том  же  порядке,  что  и  объемы
производства  (потребления)  электрической  энергии,  указанные   в
ценопринимающих  заявках  на  продажу  (покупку) и направляемые для
исполнения  обязательств  по  регулируемым  договорам.   Финансовые
требования   и  обязательства  на  указанные  объемы  электрической
энергии,   включенные    в    плановое    почасовое    производство
(потребление), не формируются.
     Если тарифы (индикативные цены)  на  электрическую  энергию  и
(или)  на мощность для целей продажи (покупки) указанным участником
на оптовом  рынке  в  отношении  какого-либо  объема  электрической
энергии  (мощности)  не  установлены и при формировании прогнозного
баланса этот  объем  учитывался  как  объем  электрической  энергии
(мощности),  поставляемой (покупаемой) этим участником на розничном
рынке, то такой объем, распределенный по часам суток в соответствии
с   требованиями   пункта   53   настоящих  Правил  и  указанный  в
ценопринимающей заявке на продажу (покупку),  включается в плановое
почасовое  производство  (потребление)  участника в том же порядке,
что и  объемы  производства  (потребления)  электрической  энергии,
указанные   в   ценопринимающих  заявках  на  продажу  (покупку)  и
направляемые для исполнения обязательств по регулируемым договорам;
     з) указанные    участники,    не   являющиеся   гарантирующими
поставщиками,  могут подавать  оперативные  заявки  для  участия  в
конкурентном  отборе заявок для балансирования системы одновременно
в отношении групп точек поставки,  относящихся  к  генерирующему  и
энергопринимающему оборудованию.
     В случае если между указанными группами точек поставки  в  час
фактической  поставки,  в  отношении  которого  подана  оперативная
заявка,  отсутствуют   существенные   (ограничивающие   возможность
увеличения перетока электрической энергии между указанными группами
точек поставки в  необходимом  объеме)  системные  ограничения,  то
предварительные  обязательства  (требования)  участника  по  оплате
отклонения   по    группе    точек    поставки,    относящейся    к
энергопринимающему  оборудованию,  величина  которого соответствует
объему электрической  энергии,  указанному  в  оперативной  заявке,
принимаются     равными     его     предварительным     требованиям
(обязательствам) по оплате соответствующего  отклонения  по  группе
точек   поставки,   относящейся   к   генерирующему   оборудованию,
скорректированным с учетом обязательств по  оплате  соответствующих
потерь в порядке, определенном договором о присоединении к торговой
системе оптового рынка.
     Наличие (отсутствие)   существенных  системных  ограничений  в
указанных   случаях   подтверждается   системным   оператором    по
результатам  конкурентного отбора заявок для балансирования системы
в порядке,  установленном  договором  о  присоединении  к  торговой
системе оптового рынка.
     116. Гарантирующие     поставщики,     энергоснабжающие      и
энергосбытовые   организации,   представляющие   на  оптовом  рынке
энергорайоны,  расположенные  в  субъектах  Российской   Федерации,
территории  которых  не  включены  в  ценовые  зоны оптового рынка,
осуществляют  куплю-продажу  электрической  энергии  (мощности)   в
объемах,  не  включенных  в  регулируемые  договоры,  по тарифам на
электрическую   энергию   (мощность)   (индикативным    ценам    на
электрическую   энергию  (мощность)),  устанавливаемым  федеральным
органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
     117. Под  генерирующими мощностями,  обеспечивающими системную
надежность  (системными   генераторами),   в   настоящих   Правилах
понимаются генерирующие объекты,  без особого режима работы которых
в силу  их  расположения  в  электрической  сети  или  уникальности
характеристик  невозможно  обеспечить  режимы  работы  ЕЭС России с
установленными   параметрами   ее    функционирования.    Системные
генераторы обеспечивают в том числе:
     а) поддержание уровня напряжения в сети;
     б) обеспечение   необходимого  объема  пропускной  способности
сети;
     в) обеспечение   скорости   изменения   объемов   производства
электрической энергии,  соответствующей скорости изменения  объемов
потребления электрической энергии в ЕЭС России.
     118. Организации,  осуществляющие куплю-продажу  электрической
энергии   в   отношении  генерирующих  объектов,  за  счет  которых
формируется перспективный резерв мощности, подают ценовые заявки на
продажу  электрической  энергии на оптовом рынке с учетом следующих
требований:
     а) 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;
     б) 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.
     Расчеты за    электрическую    энергию,    проданную    такими
организациями по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на
сутки  вперед  и  конкурентного  отбора для балансирования системы,
осуществляются по указанной в ценовой заявке цене.
     Заключение указанными   организациями  свободных  двусторонних
договоров  купли-продажи   электрической   энергии   (мощности)   и
договоров купли-продажи мощности не допускается.
     119. В    отношении     объемов     электрической     энергии,
соответствующих   техническим  минимумам  электростанций,  а  также
объемов электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях
в  связи  с  технологической  необходимостью  и  (или) обеспечением
экологической  безопасности,   участники   подают   ценопринимающие
заявки.
     120. Купля-продажа    электрической    энергии     (мощности),
обусловленная     необходимостью    технологического    обеспечения
совместной  работы  ЕЭС  России  и   электроэнергетических   систем
иностранных  государств,  осуществляется по тарифам,  установленным
федеральным органом исполнительной власти в  области  регулирования
тарифов,  в  порядке,  определяемом  договором  о  присоединении  к
торговой системе оптового рынка.
     До установления   указанных   тарифов   в  целях  расчетов  за
электрическую энергию (мощность), купля-продажа которой обусловлена
необходимостью  технологического  обеспечения совместной работы ЕЭС
России  и  электроэнергетических  систем  иностранных   государств,
используются    тарифы   на   электрическую   энергию   (мощность),
установленные   в   целях   экспорта   (импорта)    в    зарубежные
энергосистемы.
     Особенности купли-продажи электрической энергии (мощности)  на
территориях ценовых зон оптового рынка в целях экспорта (импорта) в
зарубежные  энергосистемы  организациями  -  участниками   оптового
рынка,      осуществляющими      экспортно-импортные      операции,
устанавливаются  договором  о  присоединении  к  торговой   системе
оптового рынка.
     121. Особенности  участия  в  оптовом  рынке   поставщиков   в
отношении  генерирующего  оборудования,  принятого  в установленном
порядке   в   опытно-промышленную   эксплуатацию,   устанавливаются
договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

          X. Порядок оплаты сетевыми организациями потерь
                 электрической энергии (мощности)

     122. Организация    по    управлению    единой    национальной
(общероссийской) электрической сетью покупает электрическую энергию
(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
объектах электросетевого хозяйства,  входящих в единую национальную
(общероссийскую)   электрическую   сеть,  в  отношении  которых  по
состоянию на 1 сентября 2006 г.  этой  организацией  осуществлялась
покупка электрической энергии на оптовом рынке в объеме потерь.
     Покупка объемов  электрической  энергии  в  целях  компенсации
указанных потерь дополнительно обеспечивается покупкой организацией
по управлению единой  национальной  (общероссийской)  электрической
сетью  на оптовом рынке мощности в объеме,  равном средней величине
из определенных для  этой  организации  в  прогнозном  балансе  для
каждого   месяца   соответствующего   года   величин  электрической
мощности,  умноженной  на   плановый   коэффициент   резервирования
мощности,  определяемый  в  соответствии  с  пунктом  43  настоящих
Правил.
     Организация по управлению единой национальной (общероссийской)
электрической сетью покупает на оптовом рынке электрическую энергию
по  установленным  тарифам  (ценам)  на  электрическую  энергию,  а
мощность  -  по  ценам,  равным  тарифам   (ценам)   на   мощность,
уменьшенным   на   плановый  коэффициент  резервирования  мощности,
скорректированный  на   долю   резервной   мощности,   используемую
федеральным  органом  исполнительной власти в области регулирования
тарифов при формировании  прогнозного  баланса  на  соответствующий
период регулирования.
     Особенности покупки электрической энергии (мощности)  в  целях
компенсации потерь в сетях, принадлежащих организации по управлению
единой национальной (общероссийской) электрической сетью  на  праве
собственности   или  ином  законном  основании,  на  оптовом  рынке
устанавливаются  в  соответствии  с  договором  о  присоединении  к
торговой системе оптового рынка.
     Потребители услуг по передаче электрической энергии по  единой
национальной   (общероссийской)   электрической   сети   оплачивают
нормативные  потери  в  объемах  и  по  тарифам,   определяемым   в
соответствии   с   методическими   указаниями  федерального  органа
исполнительной власти в области регулирования тарифов.
     123. В   случае  если  при  формировании  тарифа  на  передачу
электрической  энергии  были  учтены  полные   нормативные   потери
(включая объем потерь электрической энергии, учтенных в равновесных
ценах   на   электрическую   энергию)   в    единой    национальной
(общероссийской) электрической сети и сетях территориальных сетевых
организаций,   стоимость   услуг   по   передаче,   в   том   числе
территориальных   сетевых   организаций,   формируется  за  вычетом
стоимости  объемов  потерь  электрической   энергии,   учтенных   в
равновесных    ценах   на   электрическую   энергию,   рассчитанной
администратором торговой  системы  в  соответствии  с  договором  о
присоединении  к торговой системе оптового рынка по тарифам (ценам)
на электрическую  энергию,  которые  используются  организацией  по
управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью
для покупки электрической энергии на оптовом рынке.
     Администратор торговой  системы 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  вышеуказанной  стоимости  потерь
электрической   энергии,   включенных   в   равновесные   цены   на
электрическую энергию в текущем месяце.

     XI. Особенности коммерческого учета электрической энергии

     124. 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.
     125. В  целях  определения  фактических  почасовых  данных  об
объеме   поставленной    (потребленной)    электрической    энергии
используются  результаты  измерений,  выполненных  с использованием
автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого
учета   электроэнергии,  соответствующих  техническим  требованиям,
установленным договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка.
     126. В отношении участников оптового рынка, указанных в пункте
21 настоящих Правил,  а также гарантирующих поставщиков, получающих
право  участвовать  в  отношениях  по  купле-продаже  электрической
энергии    на  оптовом  рынке  в  новых группах точек поставки,  до
1 сентября 2007 г.     допускается   применение  в  соответствующих
группах   точек  поставки  средств  измерений,  имеющихся  на  дату
вступления в силу настоящих Правил. По окончании указанного периода
такие  организации  определяют  объемы  поставленной (потребленной)
электроэнергии во  всех  точках  поставки  на  основании  показаний
интервальных   приборов   учета  с  хранением  часовых  показателей
нагрузки.
     127. Для определения объемов электрической энергии, покупаемой
на оптовом рынке организацией  по  управлению  единой  национальной
(общероссийской)  электрической  сетью,  допускается  до 1 сентября
2007 г.  использование результатов измерений,  полученных с помощью
средств  измерений,  обеспечивающих  учет суммарных за определенный
период времени объемов (интегральный учет).  В случае использования
указанных средств измерений для целей коммерческого учета в группах
точек  поставки  участников   оптового   рынка,   энергопринимающие
устройства (энергетические установки) которых присоединены к единой
национальной   (общероссийской)    электрической    сети,    объемы
потребленной  (произведенной)  электрической энергии определяются с
использованием  способов  расчета,  согласованных  организацией  по
управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью
с указанными участниками.  Рассчитанные таким образом суммарные  за
расчетный   период   почасовые  объемы  потребления  (производства)
электрической энергии должны соответствовать результатам измерений,
полученным   при   интегральном   учете.   Порядок  формирования  и
применения полученных данных учета в целях расчета обязательств  на
оптовом  рынке  электрической  энергии  устанавливается договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
     128. В отношении участников оптового рынка, указанных в пункте
126 настоящих Правил,  допускается до 1 сентября 2008 г. применение
средств измерений, обеспечивающих почасовой учет и хранение часовых
показателей  нагрузки.  До  окончания  указанного   периода   такие
организации  приводят используемые ими системы учета в соответствие
с требованиями к автоматизированным  системам  коммерческого  учета
электрической   энергии   в   части  сбора,  обработки  и  передачи
администратору  торговой  системы   данных   коммерческого   учета,
устанавливаемыми  договором  о  присоединении  к  торговой  системе
оптового рынка.
     129. В отношении участников оптового рынка, указанных в пункте
126 настоящих Правил,  допускается до 1 сентября 2010 г. применение
автоматизированных   систем   коммерческого   учета   электрической
энергии,  удовлетворяющих  условиям  договора  о  присоединении   к
торговой системе оптового рынка в части сбора, обработки и передачи
администратору торговой  системы  данных  коммерческого  учета.  До
окончания  указанного  периода  такие  организации приводят системы
коммерческого   учета   в    соответствие    с    требованиями    к
автоматизированным  информационно-измерительным  системам  в  части
измерений  электрической  энергии,  устанавливаемыми  договором   о
присоединении  к  торговой  системе оптового рынка и применяемыми в
отношении измерительных трансформаторов тока и напряжения.
     130. 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.
     131. Если  участник  оптового  рынка  использует   для   целей
осуществления    коммерческого   учета   принадлежащие   на   праве
собственности  или   иных   законных   основаниях   третьим   лицам
автоматизированные  информационно-измерительные  системы и 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.


                          _______________



     ПРИЛОЖЕНИЕ
     к постановлению Правительства
     Российской Федерации
     от 24 октября 2003 г.
     N 643


                          П Е Р Е Ч Е Н Ь
        субъектов Российской Федерации, территории которых
      объединены в ценовые зоны оптового рынка электрической
              энергии (мощности) переходного периода

   (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации
                      от 15.04.2005 г. N 219)

           I. Первая ценовая зона (зона Европы и Урала)

     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, Ставропольский край
     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,   Пермская   область,   Псковская   область,
Ростовская   область,   Рязанская   область,   Самарская   область,
Саратовская  область,  Свердловская  область,  Смоленская  область,
Тамбовская  область,  Тверская  область,  часть  территории Томской
области,   для   которой   электрическая   энергия  поставляется  с
территории  объединенной  энергетической  системы  Урала,  Тульская
область,   Тюменская   область,  Ульяновская  область,  Челябинская
область, Ярославская область
     г. Москва, г. Санкт-Петербург
     Коми-Пермяцкий  автономный  округ,  Ненецкий автономный округ,
Ханты-Мансийский    автономный   округ   -   Югра,   Ямало-Ненецкий
автономный округ

               II. Вторая ценовая зона (зона Сибири)

     Республика   Алтай,   Республика   Бурятия,  Республика  Тыва,
Республика Хакасия
     Алтайский край, Красноярский край
     Иркутская    область,   Кемеровская   область,   Новосибирская
область,   Омская   область,   Томская   область,   за  исключением
территории, входящей в первую ценовую зону, Читинская область
     Агинский  Бурятский автономный округ, Усть-Ордынский Бурятский
автономный округ
     (Перечень  в  редакции  Постановления Правительства Российской
Федерации от 15.04.2005 г. N 219)


                          _______________