Краткий обзор изменений в регламенты оптового рынка, принятых наблюдательным советом НП «Совет рынка» (ноябрь 2012 г.)

 

Автор

Белов Алексей, Заместитель директора НП «Совет производителей энергии»

 

    Изменения, связанные с порядком определения тарифов на электрическую энергию и мощность для ГТП с признаком МВР (от 06.11.12)
    С 1 октября для мобильных ГТЭС ФСТ России установила тариф по мощности и электроэнергии раздельно по турбинам. При этом тариф на электроэнергию по группа точек поставки (ГТП) определяется как средневзвешенный по установленной мощности. Эти критерии уже были приняты на наблюдательном совете НП «Совет рынка» 11 октября 2012 г. В данной правке уточняется понятие установленной мощности, по которой будет взвешиваться тариф, а именно — установленная мощность, указанная в соответствующем распоряжении Минэнерго России или в требовании уполномоченного органа, в соответствии с которым объект попал в список вынужденных.
    Изменения, связанные с определением объема фактически поставленной мощности генерирующего оборудования (от 06.11.12)
    По действующим регламентам фактический объем поставки мощности определяется как установленная мощность генерирующего оборудования за вычетом мощнос­ти оборудования, которое не прошло в КОМ и не соответствует минимальным техническим требованиям. При этом несоответствие минимальным техническим требованиям может быть определено по причине непрохождения атестации генерирующего оборудования Системным оператором (СО) до 1 июля 2012 г. Правка предполагает, что если генерирующее оборудование прошло аттестацию СО в течение 2011 г. (но не ранее 12 месяцев до периода поставки), то объем мощности этого оборудования уже не будет вычитаться из установленной мощности при расчете фактического объема поставки мощности.
    Изменения, связанные с определением ценовых параметров по ДПМ (от 06.11.12)
    В соответствии с приложением № 5 к регламенту расчета цены по договорам поставки мощности (ДПМ) участники направляют в Коммерческий оператор (КО) параметры, в соответствии с которыми, в том числе, определяются фактические затраты участника на технологическое присоединение к газовым и электрическим сетям. Данное приложение может быть изменено участником в процессе ввода генерирующего оборудования по ДПМ в зависимости от изменяющихся внешних условий. Правка предполагает, что при получении двух или более приложений № 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в приложении № 5 с более поздней датой поступления.
    О продлении изменений, связанных с уточнением порядка выбора состава генерирующего оборудования (от 29.11.12)
    Предлагается бессрочно продлить срок действия изменений, связанных с уточнением порядка выбора состава генерирующего оборудования и утвержденных решением наблюдательного совета НП «Совет рынка» по вопросу № 3 повестки заседания от 29 июля 2011 г. (протокол № 19/2011).
    Суть правки.
    Ранее повторный расчет по ВСВГО «жестко» приходился на понедельник, однако иногда понедельник — нерабочий день. В этом случае предлагается делать повторный расчет на следующий день после нерабочего дня.
    Ранее резерв считался от недельного максимума, что приводило к завышению резерва в другие дни. Предлагается оптимизировать математическую модель так, чтобы резерв для каждого дня соответствовал действительному суточному и недельному потреблению. Также вводится коэффициент, позволяющий внутри суток не включать/выключать оборудование вследствие оптимизации модели.
    Изменения, связанные с определением коэффициента резервирования для организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции в неценовой зоне Дальнего Востока (от 29.11.12)
    Предлагается определить порядок расчета коэффициента резервирования для экспортера на территории неценовых зон в зависимости от стоимости покупаемой электроэнергии и цены по экспортным контрактам. По действующему порядку для экспортера закреплен Крез, равный единице, в результате чего у экспортера появляются доходы, связанные со снижением стоимости электроэнергии и мощности, покупаемой на оптовом рынке. Правка позволит снизить стоимость мощности для конечных потребителей в неценовых зонах за счет снижения стоимости мощности гарантирующим поставщикам. Вопрос принят на срок три месяца.
    Изменения, связанные с формированием регулируемых договоров на 2013 г. (от 29.11.12)
    Предлагается утвердить календари типовых периодов и стандартные формы регулируемых договоров на 2013 г.
    Изменения, связанные с предоставлением организацией, имеющей намерение зарегистрировать ГТП на ОРЭ, смежному с ней субъекту ОРЭ методики измерений по системе учета в отношении данной ГТП (от 29.11.12)
    В настоящее время заявитель, имеющий намерение зарегистрировать за собой ГТП, предоставляет только реквизиты свидетельства об аттестации методики измерений, но сама методика измерений в отношении регистрируемой ГТП смежнику не направляется. Инициатор видит риски того, что в АТС может быть направлен недостоверный ПСИ, ссылающийся на несуществующую или недостоверную методику, что приведет к невозможности рассчитать учетный показатель в точках поставки и, как следствие, к убыткам всех смежных участников. Предлагается предоставлять методику определения измерений (либо выписку из методики, содержащую алгоритм приведения результатов измерения количества электроэнергии к значению в соответствующей точке поставки) лишь в том случае, если на нее есть ссылка в ПСИ.
    Изменения, связанные с регламентацией действий ОАО «ЦФР» при заключении договоров уступки прав (цессии) (от 29.11.12)
    В последнее время увеличилось количество заключаемых договоров уступки прав (цессии). В связи с этим предлагается увеличить срок подписания с ЦФР договора цессии с 10 до 25 календарных дней. Помимо этого, комитенту дается возможность до истечения 25 дней отказаться от подписания договора цессии и возобновления расчетов через УКО. Прописываются действия ЦФР в случае, если комитент отказался от заключения договора цессии, а именно:
    ЦФР не начисляет неустойку на обязательства покупателя с даты, указанной в требовании комитента, до даты получения ЦФР уведомления об отказе от заключения договора цессии;
    ЦФР в течение следующего рабочего дня после получения уведомления об отказе комитента от заключения договора через персональную страницу на сайте КО уведомляет об этом покупателя.
    Изменения, связанные с направлением требования по уплате неустойки (от 29.11.12)
    По действующему порядку ЦФР уведомляет участника о требовании по оплате неустойки. Также обязанность в уведомлении участника лежит и на КО, и на СО, и на участнике, в пользу которого начислена неустойка. Предлагается исключить необходимость оповещения должника со стороны КО, СО и участника, т.к. это является дублированием уже совершенных действий.
    Изменения, связанные с уточнением порядка подтверждения заявленных ограничений генерирующего оборудования в течение сезонного периода (от 29.11.12)
    Предлагается подтверждать снижение ограничений посредством проведения сезонных испытаний не только путем непрерывной работы в течение восьми часов подряд в один из дней месяца, но и нагрузкой в течение любых 24 часов за месяц с распространением этих ограничений на весь сезон.
    Изменения, связанные с исключением механизма дисквалификации ГТП на балансирующем рынке (от 29.11.12)
    На текущий момент предусмотрен порядок дисквалификации ГТП генерации или ГТП участника с регулируемой нагрузкой на балансирующем рынке (БР) в случае невыполнения команд диспетчера, а также при несоответствии СОТИАССО. Дисквалификация выражается в невозможности подачи участником оперативных ценовых заявок в БР. Данный механизм не работал, поэтому предлагается полностью исключить механизм дисквалификации ГТП на БР, т.к. генераторы уже штрафуются за несоответствие СОТИАССО.
    Изменения, связанные с уточнением порядка определения объемов отклонений по внешней инициативе в ГТП генерации, отнесенных к ГОУ, объединенных системой АРЧМ (от 29.11.12)
    Предлагается для оборудования ГЭС, отнесенного к групповому объекту управления (ГОУ) и объединенного по принципу участия в АРЧМ, составляющие величины отклонений по внешней инициативе ИВ0 в ГТП генерации, соответствующих указанным ГОУ, определять следующим образом:

  • формируется суммарный по всем ГТП генерации, соответствующим указанным ГОУ, объем отклонений по внешней инициативе ИВ0;
  • для каждой ГТП генерации, соответствующей ГОУ, входящему в указанную группу ГОУ, в которой направление исходного отклонения ИВ0 совпадает с направлением суммарного отклонения ИВ0 по всем ГТП, отнесенным к указанным ГОУ, объем отклонения по внешней инициативе ИВ0 определяется как часть указанного суммарного объема отклонения ИВ0, пропорциональная исходному объему отклонения ИВ0 в данной ГТП;
  • для каждой ГТП генерации, соответствующей ГОУ, входящему в указанную группу ГОУ, в которой направление исходного отклонения ИВ0 противоположно направлению суммарного отклонения ИВ0 по всем ГТП, отнесенным к указанным ГОУ, объем отклонения по внешней инициативе ИВ0 принимается равным нулю.
    Таким образом, если отклонения в ГТП в системе АРЧМ разнонаправленные, то они сначала сальдируются, потом присваивается признак участия в АРЧМ, а если отклонения однонаправленные, то процедура присвоения признака участия в АРЧМ работает так же, как и сейчас.
    Принятие данной правки позволит сократить отрицательный вклад в небаланс БР на 25 млн руб. в месяц.
    Изменения, связанные с ведением реестра выдачи и погашения сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии (от 29.11.12)
    В правке говорится, что все работы в рамках Регламента коммерческого учета по ВИЭ (для участника, использующего для производства электроэнергии ВИЭ), проводятся КО на возмездной основе.
    Изменения, связанные с отнесением объема потребления мощности на собственные (СН) и хозяйственные нужды к ГТП (от 29.11.12)
    Правкой формируется механизм определения СН станции на 2013 г.
    По электроэнергии и мощности сохраняется действующий принцип определения СН как минимум из баланса ФСТ на 2013 г. и максимума за 2011 и 2012 гг. В случае наличия у станции ДПМ, к указанному минимуму прибавляется величина СН по ГТП ДПМ на 2013 г. Также прописан ряд исключений, в случае если некоторые из величин отсутствуют (например, факт 2011 или 2012 г.).
    Изменения, связанные с определением доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии (от 29.11.12)
    Для модернизируемых ДПМ, вводимых с 1 октября 2012 г., сдвигается на один год база для расчета Крсв. То есть вместо параметров, установленных для 2011—2014 гг., принимаются параметры 2012—2015 гг.
    Изменения, связанные с формированием данных коммерческого учета объемов фактического производства электрической энергии, произведенной на основе использования возобновляемых источников энергии (от 29.11.12)
    Предлагается формировать данные коммерческого учета о величине электроэнергии, отпущенной в сеть генераторами ВИЭ, исходя из объема отпущенной электроэнергии в сети смежного с генератором субъекта рынка.
    Изменения, связанные с определением объема потребления во внезональном энергорайоне (от 29.11.12)
    Для соблюдения физического баланса переток из неценовой в ценовую зону должен быть равен потреблению во внезональном энергорайоне. Предлагается установить, что для участия в РСВ в отношении ГТП потребления, находящейся во внезональном энергорайоне, КО формирует ценопринимающую заявку на заявленный участником оптового рынка объем максимального планового почасового потребления. Сейчас ценопринимающая заявка формируется на основе прогноза СО для данной ГТП.
    Изменения, связанные с дополнением перечня видов и форм электронных документов, допустимых к использованию в рамках электронного документооборота (от 29.11.12)
    Регламентируется предоставление в электронном виде следующих реестров:
  • по договорам купли-продажи/комиссии на РСВ;
  • по оплате услуг ОАО «АТС»;
  • обязательств по пеням ОАО «АТС».
    Изменения, связанные с техническими правками (от 29.11.12)
    Исправляется неверная ссылка на пункт в Положении о получении статуса.