Что такое замещающая информация при оплате электроэнергии

Авторы:

На кого возложена обязанность снимать показания приборов учета (пункт 155 ОПФРРЭ)

Данная обязанность возлагается на лицо, которое несет ответственность за прибор учета.

То есть, показания установленных и допущенных в эксплуатацию после 01.07.2020 приборов учета снимают:

Показания установленных и допущенных в эксплуатацию до 1.07.2020 приборов снимаются в прежнем порядке вплоть до замены этих приборов учета после их утраты, выхода из строя или истечения их межповерочного интервала.

ВАЖНО! В случае неисполнения Гарантирующим поставщиком и (или) Сетевой организацией возложенной на них пунктом 151 ОПФРРЭ обязанности по замене прибора учета по истечении его межповерочного интервала или после получения уведомления потребителя о необходимости замены прибора учета последствия отсутствия учета электроэнергии в точке поставки в виде уплаты неустойки (50% и 100% стоимости услуг по передаче электроэнергии) возлагается на них.

Как происходит обмен показаниями приборов учета между субъектами рынка (пункт 156 ОПФРРЭ)

Уточнены даты, в которые должны быть сняты показания приборов учета (пункт 157 ОПФРРЭ)

Снятие показаний расчетного прибора учета, не присоединенного к ИСУ, оформляется актом снятия показаний расчетного прибора учета и подписывается лицом, ответственным за снятие показаний прибора учета, а также представителями сетевой организации и (или) гарантирующего поставщика (энергосбытовой, энергоснабжающей организации) в случае, если в соответствии с условиями договора ими осуществляется совместное снятие показаний расчетного прибора учета.

Уточнены даты передачи показаний приборов учета (пункт 159 ОПФРРЭ)

Для приборов учета, не входящих в ИСУ:

Для приборов учета, входящих в ИСУ:

Уточнены сроки передачи показаний сетевыми организациями и гарантирующими поставщиками друг другу

По общему правилу показания приборов учета, полученные от потребителя или с использованием ИСУ, передаются другой стороне договора об оказании услуг по передаче электрической энергии до окончания 2-го числа месяца, следующего за расчетным (пункт 160 ОПФРРЭ).

Гарантирующий поставщик передает в виде электронного документа, подписанного электронной подписью, до 5-го числа месяца, следующего за расчетным периодом, реестр, содержащий данные об объеме потребления электрической энергии в отношении жилых домов, многоквартирных домов (с распределением по каждому дому).

В отношении многоквартирных домов, не оборудованных коллективными (общедомовыми) приборами учета, реестр должен содержать данные об объеме потребления электрической энергии в жилых и нежилых помещениях в таких многоквартирных домах.

Если многоквартирный дом присоединен к объектам другой Сетевой организации (территориальная Сетевая организация), то Сетевая организация (Котложержатель), с которой Гарантирующий поставщик заключил договор об оказании услуг по передаче электрической энергии, обязана передать территориальной Сетевой организации показания в течение суток с момента получения их от Гарантирующего поставщика.

Акты снятия показаний приборов учета, не включенных в ИСУ, передаются гарантирующим поставщиком в сетевую организацию до окончания 5-го числа месяца, следующего за расчетным (пункт 165 ОПФРРЭ).

Расчетные способы определения объема потребленной электроэнергии в случае непредоставления показаний прибора учета, а также в случаях выхода из строя, утраты прибора учета (кроме случаев безучетного потребления)

При наличии контрольного прибора учета – объем энергоресурса определяется по его показаниям (пункт 164 ОПФРРЭ).

В случаях отсутствия, неисправности, утраты или истечения интервала между поверками, истечения срока эксплуатации расчетного прибора учета, непредставления показаний расчетного прибора учета в установленные сроки, а также отсутствия контрольного прибора учета определение объема потребления электрической энергии для расчета за потребленную электрическую энергию (мощность) и оказанные услуги по передаче электрической энергии производится на основании замещающей информации.

Расчетные способы определения объема потребленной электроэнергии в случае недопуска к прибору учета

В случае двукратного недопуска к прибору учета, находящемуся в границах балансовой принадлежности потребителя, объем потребления после второго случая недопуска определяется в порядке, установленном пунктами 140, 164, 179 ОПФРРЭ (см. выше) с применением повышающего коэффицента 1,5 (пункт 182 ОПФРРЭ).

В случае двукратного недопуска к прибору учета в границах производителя электрической энергии – объем производства считается равным 0 после второго недопуска

В случае двухкратного недопуска к прибору учета в границах ТСО:

Расчетные способы определения объема потребления в точках поставки с мощностью менее 5 кВт при отсутствии ПУ (пункт 185 ОПФРРЭ)

Источник

Что такое замещающая информация при оплате электроэнергии

IV. Порядок осуществления расчетов

за электрическую энергию (мощность), в том числе

при продаже по нерегулируемым ценам

78. Расчеты за электрическую энергию (мощность) по договору энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) осуществляются с учетом того, что:

стоимость электрической энергии (мощности) по договору энергоснабжения включает стоимость объема покупки электрической энергии (мощности), стоимость услуг по передаче электрической энергии, сбытовую надбавку, а также стоимость иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям;

стоимость электрической энергии (мощности) по договору купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) включает стоимость объема покупки электрической энергии (мощности), сбытовую надбавку, стоимость иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, и не включает стоимость услуг по передаче электрической энергии.

В стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) по договору энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) потребителям (покупателям), учитывается оплата расходов гарантирующего поставщика (энергосбытовой, энергоснабжающей организации) по оплате услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, оказываемых такому гарантирующему поставщику (энергосбытовой, энергоснабжающей организации) в случае его соответствия критериям отнесения к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Оплата услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, оказываемых потребителям (покупателям), отвечающим критериям, определенным Правилами отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 14 февраля 2009 г. N 114, осуществляется этими потребителями (покупателями) в соответствии с условиями договора, заключенного ими с указанным субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

(п. 78(1) введен Постановлением Правительства РФ от 23.01.2015 N 47; в ред. Постановлений Правительства РФ от 28.10.2017 N 1311, от 29.08.2020 N 1298)

(см. текст в предыдущей редакции)

78(2). Стоимость электрической энергии (мощности) по договору купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) в целях компенсации потерь электрической энергии, произведенной на квалифицированном генерирующем объекте, отобранных в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики после 31 декабря 2020 г., равна произведению суммарных за расчетный период объемов продажи электрической энергии (мощности), определенных в соответствии с пунктом 65(2) настоящего документа, и цены на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированном генерирующем объекте и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, в соответствии с договорами.

(п. 78(2) введен Постановлением Правительства РФ от 29.08.2020 N 1298)

79. Расчетным периодом для осуществления расчетов потребителей (покупателей) с гарантирующими поставщиками является 1 месяц.

80. Гарантирующий поставщик (энергосбытовая, энергоснабжающая организация) в отношении потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт, заключивших договор энергоснабжения с этим гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией), рассчитывает и в информационных целях указывает в счетах для оплаты электрической энергии (мощности) отдельной строкой величину резервируемой максимальной мощности, определяемую в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 28.12.2020 N 2319)

(см. текст в предыдущей редакции)

81. Граждане, приобретающие электрическую энергию у гарантирующего поставщика, обязаны вносить в его адрес оплату стоимости потребленной за расчетный период электрической энергии (мощности) не позднее 10-го числа месяца, следующего за расчетным периодом.

Исполнители коммунальной услуги обязаны вносить в адрес гарантирующего поставщика оплату стоимости поставленной за расчетный период электрической энергии (мощности) до 15-го числа месяца, следующего за расчетным периодом, если соглашением с гарантирующим поставщиком не предусмотрен более поздний срок оплаты.

Покупатели, приобретающие электрическую энергию для ее поставки населению, обязаны оплачивать стоимость электрической энергии (мощности) в объеме потребления населения за расчетный период до 15-го числа месяца, следующего за расчетным периодом.

82. Если иное не установлено пунктом 81 настоящего документа, потребители (покупатели), приобретающие электрическую энергию у гарантирующего поставщика, оплачивают электрическую энергию (мощность) гарантирующему поставщику в следующем порядке, кроме случаев, когда более поздние сроки установлены соглашением с гарантирующим поставщиком:

30 процентов стоимости электрической энергии (мощности) в подлежащем оплате объеме покупки в месяце, за который осуществляется оплата, вносится до 10-го числа этого месяца;

40 процентов стоимости электрической энергии (мощности) в подлежащем оплате объеме покупки в месяце, за который осуществляется оплата, вносится до 25-го числа этого месяца;

стоимость объема покупки электрической энергии (мощности) в месяце, за который осуществляется оплата, за вычетом средств, внесенных потребителем (покупателем) в качестве оплаты электрической энергии (мощности) в течение этого месяца, оплачивается до 18-го числа месяца, следующего за месяцем, за который осуществляется оплата. В случае если размер предварительной оплаты превысит стоимость объема покупки электрической энергии (мощности) в месяце, за который осуществляется оплата, излишне уплаченная сумма засчитывается в счет платежа за месяц, следующий за месяцем, в котором была осуществлена такая оплата.

В случае если договор энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) заключается гарантирующим поставщиком с энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией, в нем предусматривается условие о предварительной оплате 50 процентов стоимости электрической энергии (мощности) в подлежащем оплате объеме покупки в месяце, за который осуществляется оплата, до 1-го числа этого месяца, если иное не установлено договором энергоснабжения (договором купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)).

Соглашением между гарантирующим поставщиком и приобретающей у него электрическую энергию энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией указанное условие может быть заменено полностью или частично условием о предоставлении гарантирующему поставщику обеспечения исполнения обязательств по оплате по договору.

83. Для определения размера платежей, которые должны быть произведены гарантирующему поставщику потребителем (покупателем) в течение месяца, в котором осуществляется потребление электрической энергии (мощности), стоимость электрической энергии (мощности) в подлежащем оплате объеме покупки определяется:

(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.05.2016 N 433)

(см. текст в предыдущей редакции)

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 17.05.2016 N 433)

В случае выставления счета для оплаты электрической энергии (мощности) до определения цены на электрическую энергию (мощность) за предшествующий расчетный период для определения размера платежей на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в ценовые и неценовые зоны оптового рынка, используется цена на электрическую энергию (мощность) за последний расчетный период, в отношении которого она определена и официально опубликована для соответствующей ценовой категории, при этом указанная цена должна быть проиндексирована в соответствии с изменением тарифа на услуги по передаче электрической энергии, если такое изменение имело место.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.05.2016 N 433)

(см. текст в предыдущей редакции)

Стоимость объема бездоговорного потребления за весь период его осуществления рассчитывается исходя из цены, по которой указанная сетевая организация приобретает электрическую энергию (мощность) в целях компенсации потерь в объеме, не превышающем объема потерь, учтенного в сводном прогнозном балансе, в тот же расчетный период, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии, и тарифа на услуги по передаче электрической энергии на соответствующем уровне напряжения.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

(см. текст в предыдущей редакции)

(см. текст в предыдущей редакции)

Стоимость объема безучетного потребления по договору энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) рассчитывается по ценам на электрическую энергию (мощность), определяемым и применяемым в соответствии с настоящим документом за расчетный период, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии, а также условиями договора.

Стоимость объема бездоговорного потребления и стоимость объема безучетного потребления в отношении потребления населением и приравненными к нему категориями потребителей определяются исходя из регулируемых цен (тарифов), установленных органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для населения и приравненных к нему категорий потребителей и применяемых для расчетного периода, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии.

В случае если проект договора, обеспечивающего продажу электрической энергии (мощности) на розничных рынках (дополнительного соглашения к действующему договору, обеспечивающему продажу электрической энергии (мощности) на розничных рынках), считается отозванным по основаниям, предусмотренным абзацем шестым пункта 19(1) Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, стоимость объема бездоговорного потребления за весь период его осуществления рассчитывается исходя из увеличенной в 2 раза цены, по которой указанная сетевая организация приобретает электрическую энергию (мощность) в целях компенсации потерь в объеме, не превышающем объема потерь, учтенного в сводном прогнозном балансе, в тот же расчетный период, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии, и тарифа на услуги по передаче электрической энергии на соответствующем уровне напряжения.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 01.04.2020 N 403)

сумму задолженности потребителя (покупателя) по договору, о расторжении или изменении которого указано в уведомлении потребителя (покупателя), на дату получения уведомления (при ее наличии);

(см. текст в предыдущей редакции)

Выставленный гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) в соответствии с настоящим пунктом счет должен быть оплачен потребителем (покупателем) не позднее чем за 10 рабочих дней до заявленной им даты расторжения или изменения договора.

При наличии сумм, излишне внесенных потребителем (покупателем) в счет оплаты электрической энергии (мощности), гарантирующий поставщик (энергосбытовая, энергоснабжающая организация) направляет потребителю (покупателю) соответствующее извещение в течение 5 рабочих дней со дня получения уведомления о расторжении или изменении договора от потребителя (покупателя).

Для осуществления окончательных расчетов за электрическую энергию (мощность) лицо, уполномоченное в соответствии с разделом X настоящего документа на совершение указанных действий, обязано обеспечить предоставление гарантирующему поставщику (энергосбытовой, энергоснабжающей организации) показания приборов учета, используемых для расчетов по договору, на дату расторжения или изменения договора.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 18.04.2020 N 554)

(см. текст в предыдущей редакции)

Окончательные расчеты за электрическую энергию (мощность) должны быть произведены сторонами договора в сроки, предусмотренные настоящим документом, после определения за соответствующий расчетный период в соответствии с настоящим документом предельных уровней нерегулируемых цен для потребителей (покупателей) розничных рынков, функционирующих на территориях ценовых зон, и регулируемых цен, рассчитанных в соответствии с разделом XII настоящего документа в отношении потребителей (покупателей) на розничных рынках, функционирующих на территориях, объединенных в неценовые зоны оптового рынка, и определенных в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике регулируемых цен на электрическую энергию (мощность), поставляемую на розничных рынках в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 17.05.2016 N 433)

Источник

Новости

Когда дома никого: как не стать должником при нулевом потреблении электроэнергии.

Если показания электросчётчика не переданы, плата за электроэнергию начисляется по замещающей информации. Это значит, что, даже при нулевом потреблении, в квитанции будет выставлена сумма к оплате.

Северная сбытовая компания напоминает абонентам о необходимости передавать показания приборов учета электроэнергии до 25 числа текущего месяца.

В случае, если показания переданы позже или не переданы вовсе, плата за электроэнергию будет начислена по замещающей информации. Это означает, что даже при нулевом потреблении в квитанции будет выставлена сумма к оплате.

Как можно передать показания электросчётчика?

— на сайте sevesk.ru (кнопка на Главной «Передать показания электросчётчика);

— в официальной группе «Вконтакте» vk.com/energosbyt35 (приложение «Передать показания»);

— СМС-сообщением на номер +7-931-379-4-379 лицевой счет-пробел-показание. ПРИМЕР: 1234567890 345

Для двухтарифного прибора учёта: лицевой счёт-пробел-показание день-пробел-показание ночь

ПРИМЕР: 1234567890 345 232

В одном СМС-сообщении принимается показание по одному лицевому счёту. Стоимость по тарифу оператора.

— По электронной почте client@sevesk.ru лицевой счет – пробел — номер квартиры (если есть) – пробел – показание;

ПРИМЕР: 1234567890 55 1234.

Для двухтарифного прибора учёта: лицевой счёт-пробел-номер квартиры (если есть)-пробел-показание день-пробел-показание ночь;

ПРИМЕР: 1234567890 55 345 232

В одном сообщении принимается показание по одному лицевому счёту.

Источник

Порядок применения замещающих методов расчета

8.1 В качестве замещающей информации для Участника оптового рынка в отношении несогласованного акта оборота по генерации и (или) акта перетоков со смежными участниками (ФСК) используются значения электроэнергии по ГТП генерации и (или) по сечениям, рассчитанные Участником оптового рынка на основе результатов измерений:

· полученных с использованием АИИС, имеющих действующий Акт о соответствии системы коммерческого учета техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности, при условии, включения в АИИС всех средств измерений, обеспечивающих измерения электроэнергии для всех точек поставки, входящих в указанное сечение (ГТП генерации), выданный по результатам проведения испытаний с участием представителей КО. В случае продления срока действия ранее выданного «Акта о соответствии системы коммерческого учета техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности», полученного с оформлением Соглашения о финансовой ответственности за последствия, связанные с использованием недостоверных результатов измерений, полученных с использованием АИИС заявителя, в целях коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности, обязательным условием является проведение испытаний с фактическим участием представителей КО. Допускается применение показаний средств измерений, не включенных в АИИС, в отношении расположенных в сетях класса напряжения 10 кВ и ниже точек поставки гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций (в том числе – в отношении точек поставки, входящих в ГТП, зарегистрированные за смежными к указанным организациям участниками оптового рынка), представляющих на оптовом рынке группы точек поставки, к которым относятся объекты электросетевого хозяйства, имеющих совокупную присоединенную мощность, составляющую не более 2,5% от присоединенной мощности в ГТП потребления гарантирующего поставщика и (или) энергосбытовой организации (в отношении точек поставки, входящих в ГТП потребления, зарегистрированные за смежными к указанным организациям участниками оптового рынка критерий 2,5% применяется к присоединенной мощности ГТП потребления смежного к гарантирующему поставщику и (или) энергосбытовой организации участника оптового рынка), а также в отношении точек поставки, зарегистрированных за Участником оптового рынка в части покупки/продажи электроэнергии на оптовом рынке для дальнейшего использования в экспортно-импортных операциях, расположенных в сетях напряжения 10 кВ и ниже и относящихся к линиям электропередачи, входящим в одно сечение экспорта-импорта, для которых сумма абсолютных величин среднечасовых значений сальдо перетоков, рассчитанная на основании Актов учета электроэнергии, перемещаемой по межгосударственным линиям электропередач за предыдущий отчетный год, согласованных с таможенным органом, не превышает 2,5 % от максимальной из абсолютных величин часового сальдо перетока по соответствующему сечению экспорта-импорта за тот же период, подтвержденной КО. В случае применения в отношении таких точек поставки средств измерений, обеспечивающих учет электрической энергии суммарно на определенный момент времени (интегральный учет), распределение интегральных помесячных результатов измерений по часам суток осуществляется указанными Участниками оптового рынка с использованием типовых суточных графиков нагрузки (на каждую точку измерения отдельно), согласованных со смежными участниками ОРЭ (ФСК) и представленных в Перечне средств измерений. При этом суммарно за расчетный период величина почасовых объемов потребленной электрической энергии должна быть равна показателям, полученным при интегральном учете. Типовые суточные графики могут быть актуализированы в соответствии с Приложением 11.1.1 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка» и присланы в ПАК КОс обязательным использованием ЭЦП Участников ОРЭ и (или) ФСК без изменения Перечня средств измерений;

· в соответствии с МВИ, аттестованной в установленном законодательством РФ порядке и позволяющей производить измерение и расчет значения электрической энергии в целом по сечению. Если МВИ не позволяет производить расчет значения электроэнергии в целом по сечению, необходимо наличие согласованного со смежным участником оптового рынка Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) в соответствии с приложением 5 настоящего Регламента;

· Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации), оформленного с учетом требований МВИ и (или) Приложения 5 настоящего Регламента.

При невыполнении указанных выше условий, в отношении несогласованного акта оборота по генерации, не предоставленного ФСК акта учета перетоков по сечениям, расположенным на государственной границе Российской Федерации для осуществления экспортно-импортных операций, в сечениях между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка, в качестве замещающей информации используется почасовая оперативная информация, переданная в СО.

СО предоставляет в КО почасовую оперативную информацию по сечениям между смежными Участниками оптового рынка и (или) ФСК (Участником оптового рынка и ФСК), по сечениям, расположенным на государственной границе Российской Федерации для осуществления экспортно-импортных операций, в сечениях между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка и ГТП генерации Участников оптового рынка только при наличии согласованных с СО Перечней средств измерений.

При отсутствии у КО оперативной информации, переданной СО в соответствии с определенными им в Перечнях средств измерений источниками оперативной информации по сечениям между смежными Участниками оптового рынка (Участником оптового рынка и ФСК), используются замещающие методы расчета на основании оперативных данных о часовых величинах потребления территорий субъектов Российской Федерации.

При этом расчет часовых величин потребления смежных Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоки в смежных сечениях и не имеющих несогласованных сальдо перетоков с ФСК, а также для Участников оптового рынка, имеющих внутреннее сечение и не выполнивших требования пп. 5.4 и 7.4 настоящего Регламента, проводится с использованием замещающего метода расчета, представленного в п. 8.2 настоящего Регламента.

Для расчета часовых величин потребления смежных Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях и имеющих несогласованные сальдо перетоков с ФСК, а также величина сальдо перетоков с сетями ФСК проводится с использованием замещающего метода расчета, представленного в п. 8.3 настоящего Регламента.

8.2 Для смежных Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях и не имеющих несогласованных сальдо перетоков с ФСК, а также для Участников оптового рынка, имеющих внутреннее сечение и не выполнивших требования пп. 5.4 и 7.4 настоящего Регламента, расчет часовых величин потребления каждого из них определяется как доля от совокупного почасового потребления участников, не представивших согласованные акты перетоков по смежным сечениям, определенного на основании согласованных часовых значений электроэнергии, отраженных в актах учета перетоков, актах оборота по генерации и (или) замещающей информации.

Для каждого часа доля суммарного потребления в отношении каждого участника определяется по формуле:

где j – номер Участника ОРЭ, для которого производится расчет;

h ― час, для которого производится расчет;

V_Σh ― совокупное часовое потребление участников, не представивших согласованные акты перетоков по смежным сечениям, рассчитываемое по следующей формуле:

= ,

где ― генерация в k-ой ГТП генерации в час h, относящейся к ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших друг с другом сальдо перетоков в смежных сечениях;

K ― число ГТП генерации, отнесенных к ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях;

― значение m–го согласованного сальдо перетоков в час h;

M ― число согласованных сальдо перетоков;

h ― час, для которого производится расчет.

Коэффициент K_j,h определяется для каждого j-го Участника ОРЭ по формуле:

K_j,h=

где N – число Участников ОРЭ, не согласовавших данные КУ по смежным сечениям, по которым отсутствует замещающая информация;

― для ценовых и неценовых зон (кроме неценовой зоны Дальнего Востока) − величина прогнозного потребления электрической энергии в ГТП потребления j-го Участника оптового рынка на основе актуализированной расчетной модели в час h, рассчитанная КО в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

− для неценовой зоны Дальнего Востока − потребление электроэнергии в ГТП потребления j-го Участника оптового рынка за час h, определенное в соответствии с прогнозным диспетчерским графиком, переданным в КО СО.

Результаты расчетов почасовых значений потребления округляются до целых кВт×ч по алгебраическим правилам округления – если десятичная часть больше или равна 5, то результат округляется в большую сторону, если меньше – то в меньшую. Накопленный остаток от округлений относится с учетом знака на каждом часовом интервале на Участника ОРЭ с наибольшим потреблением.

8.3 Для смежных Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях и имеющих несогласованные сальдо перетоков с ФСК, расчет часовых величин потребления каждого Участника оптового рынка, а также величины сальдо перетоков с сетями ФСК производится на основании оперативных данных СО о часовых величинах суммарного прогнозного потребления ГТП Участников ОРЭ и потерь в сетях ФСК на территориях, совпадающих с территориями субъектов Российской Федерации по следующему алгоритму:

Рассчитывается ― суммарное почасовое потребление всех ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков с ФСК, включая потери ФСК, отнесенных к одному субъекту Российской Федерации:

= ,

где ― суммарное потребление территории субъекта Российской Федерации, переданное в КО Системным оператором;

― почасовое суммарное фактическое (согласованное или рассчитанное с использованием замещающей информации) потребление ГТП потребления Участников оптового рынка, расположенных на территории субъекта Российской Федерации;

L ― число согласованных (рассчитанных с использованием замещающей информации) ГТП потребления Участников оптового рынка, расположенных на территории субъекта Российской Федерации.

Для каждого часа h доля суммарного потребления в ГТП потребления каждого j-го Участника оптового рынка, входящего в группу ГТП потребления Участников ОРЭ, не согласовавших сальдо перетоков с ФСК и по смежным сечениям, а также часовая величина суммарных потерь ФСК на территории субъекта Российской Федерации, определяется по формулам:

= K_{ФСК_h *}V_Σh.

Коэффициент K_j,h определяется для каждого j-го Участника ОРЭ (за исключением ФСК) по формуле:

K_j,h= .

Коэффициент K_ФСК__h для расчета величины потерь ФСК на территории субъекта Российской Федерации для часа h определяется по формуле:

K_{ФСК_h}=

где N ― число ГТП потребления Участников ОРЭ, не согласовавших данные КУ по смежным сечениям, а также по сечениям с ФСК, по которым отсутствует замещающая информация;

― для ценовых и неценовых зон (кроме неценовой зоны Дальнего Востока) − величина прогнозного потребления электрической энергии в ГТП потребления j-го Участника оптового рынка на основе актуализированной расчетной модели в час h, рассчитанная КО в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

− для неценовой зоны Дальнего Востока − потребление электроэнергии в ГТП потребления j-го Участника оптового рынка за час h, определенное в соответствии с прогнозным диспетчерским графиком, переданным в КО СО;

― часовая величина потерь ФСК на территории субъекта Российской Федерации за час h:

= ,

где ― суммарная месячная величина потерь в сетях ФСК, утвержденная Федеральной службой по тарифам РФ;

H ― число часов в месяце, за который производится расчет.

В случае если суммарная почасовая величина потерь ФСК, отнесенных к одному субъекту Российской Федерации, и потребления электроэнергии всех ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков (в том числе с ФСК), принимает отрицательное значение, КО для соответствующего часа принимает величину потребления в соответствующем ГТП потребления каждого из Участников оптового рынка группы равной нулю.

Суммарное значение сальдо перетоков по сечениям ФСК с ГТП Участников оптового рынка без зарегистрированных ГТП генерации, к которым отнесена соответствующая ГТП потребления, не согласовавшими сальдо перетоков с ФСК в указанной группе, за час h определяется по формуле:

= ,

где ― значение m-го согласованного сальдо перетока указанной группы в час h;

M ― число согласованных сальдо перетоков.

Суммарное значение сальдо перетоков по сечениям ФСК с ГТП Участников оптового рынка, имеющих хотя бы одну ГТП генерации, к которой отнесена соответствующая ГТП потребления, за час h определяется по формуле:

= ,

где ― значение электроэнергии в ГТП генерации, отнесенной к j-й ГТП потребления Участника оптового рынка рассчитываемой группы в час h.

В случае если рассчитанное суммарное значение сальдо перетоков относится к сечениям Участников оптового рынка, присоединенных как к электрическим сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше, так и к сетям ФСК 220 кВ и ниже, то вся величина отпуска из сетей ЕНЭС по рассчитанному суммарному значению сальдо перетоков учитывается в качестве сальдированного отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже.

Если смежные Участники оптового рынка, не согласовавшие сальдо перетоков между собой, имеют несогласованные сальдо перетоков с ФСК по сетям, расположенным на различных территориях субъектов РФ, то в формулах расчета по настоящему пункту под понимается суммарное потребление соответствующих территорий субъектов Российской Федерации, переданное в КО СО; под ― суммарная месячная величина потерь в сетях ФСК, утвержденная Федеральной службой по тарифам РФ для соответствующих территорий РФ. При этом, если рассчитанное суммарное значение сальдо перетоков относится к сечениям Участников оптового рынка, присоединенных как к электрическим сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше, так и сетям ФСК 220 кВ и ниже, то вся величина отпуска из сетей ЕНЭС по рассчитанному суммарному значению сальдо перетоков учитывается в качестве сальдированного отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже и относится к тому субъекту РФ, в котором расположена ГТП потребления Участника оптового рынка, по которому в результате расчета была получена наибольшая величина потребления в ГТП.

8.4 Если по сечению ФСК и Участника ОРЭ, оплачивающих услуги по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь, в КО не предоставлен согласованный интегральный Акт учета перетоков, либо суммарная за месяц величина часовых значений в согласованном Участником оптового рынка и ФСК Акте учета перетоков не совпадает с согласованной суммарной величиной по интегральному акту, КО при расчете величин фактических отпусков электрической энергии из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше или сетям ФСК 220 кВ и ниже, принимает суммарную величину электроэнергии за отчетный период на основании согласованного почасового Акта учета перетоков по указанному сечению. При этом вся величина отпуска из сетей ЕНЭС по Акту учета перетоков учитывается в качестве сальдированного отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже.

8.5 Замещающая информация применяется в отношении смежных сечений в отношении тех часов отчетного месяца, по которым отсутствуют согласованные величины сальдо перетоков в соответствии с частично согласованными актами учета перетоков или актами учета оборота по генерации поставщика, а также в отношении смежных сечений, по которым акты учета перетоков или акты учета оборота по генерации не предоставлены в соответствии с требованиями настоящего Регламента.

Порядок обработки данных КО

9.1. КО обязуется принять и обработать надлежащим образом данные коммерческого учета, поступающие от Участников оптового рынка и ФСК в соответствии с условиями настоящего Регламента.

Прием и обработка данных коммерческого учета для целей финансовых расчетов производится применительно только к тем точкам поставки и группам точек поставки, в отношении которых субъект допущен к торговой системе.

9.2. В случае несоответствия величин почасовых объемов потребления Участников оптового рынка, являющихся владельцами объектов электросетевого хозяйства либо приобретающих для них электроэнергию на ОРЭ в целях покупки электрической энергии для компенсации потерь в электрических сетях, отраженных в акте оборота, величинам, получаемым в результате суммирования почасовых объемов производства каждой электростанции, суммарного почасового сальдо перетоков со смежными субъектами, для расчетов на ОРЭ принимаются величины почасового потребления, рассчитанные КО на основе отраженных в актах перетоков согласованных величин почасовых перетоков по сечениям со смежными субъектами, согласованных с СО величин почасовых объемов производства внутренней генерации.

В случае несоответствия либо отсутствия у КО величин почасовых объемов поставки по сечению экспорта-импорта величинам, получаемым в результате суммирования почасовых величин электроэнергии, отраженных в согласованных актах перетоков, для расчетов на ОРЭ принимаются рассчитанные КО почасовые величины сальдо перетоков в сечении экспорта-импорта по данным, отраженным в согласованных актах перетоков, с учетом отнесения к времени той ценовой зоны, к которой отнесено сечение экспорта-импорта.

9.3. В случае несоответствия величины суммарного за месяц объема электроэнергии, отраженного в интегральном акте учета оборота (балансе), предоставляемом ФСК, величинам, получаемым в результате суммирования месячных объемов по согласованным почасовым актам учета перетоков (полученным на основании замещающих методов) между Участниками оптового рынка и ФСК, в сечениях экспорта-импорта и сальдо перетоков электроэнергии между ценовыми и неценовыми зонами, для расчетов на ОРЭ принимается суммарная величина потерь электроэнергии в сетях ФСК, рассчитанная КО на основе величин, отраженных в согласованных актах перетоков.

9.4. Для целей использования в финансовых расчетах в отношении ФСК КО рассчитывает для каждой территории субъекта Российской Федерации почасовые величины фактических отпусков электрической энергии (в сальдированном выражении) из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше или сетям ФСК 220 кВ и ниже, сформированные на основании почасовых и интегральных актов учета перетоков между Участниками оптового рынка, оплачивающих услуги по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь, и ФСК за отчетный месяц в следующем порядке:

а) для электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше:

,

где N – число часов в месяце,

– суммарный за месяц объём фактического отпуска электрической энергии в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше за расчётный месяц m, рассчитанный по каждому субъекту Российской Федерации F;

– часовая величина суммарного фактического отпуска электрической энергии в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше за расчётный месяц m, по субъекту Российской Федерации F;

б) для электрических сетей, отнесенным к сетям ФСК 220 кВ и ниже:

,

где N – число часов в месяце,

– суммарный за месяц объём фактического отпуска электрической энергии в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже за расчётный месяц m, рассчитанный по каждому субъекту Российской Федерации F;

– часовая величина суммарного фактического отпуска электрической энергии в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже за расчётный месяц m, по субъекту Российской Федерации F;

Величины и округляются по правилам арифметического округления.

9.5. КО не принимает данные АИИС КУ Участника ОРЭ для целей проведения финансовых расчетов по ГТП генерации и ГТП потребления, в случае установленного факта нарушения в соответствии c п. 5.1А Регламента проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение № 18 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), начиная с календарного месяца, в котором был установлен факт нарушений в соответствии с Протоколом проверки ОАО «АТС» системы коммерческого учета электроэнергии Участника оптового рынка. После устранения нарушений Участником ОРЭ, данные используются для целей проведения финансовых расчетов по ГТП генерации и ГТП потребления начиная с 1 числа месяца, следующего за месяцем, в котором КО был оформлен «Акт об устранении нарушений технических требований к системе коммерческого учета», в порядке, предусмотренном Регламентом проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение № 18 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

9.6. Для целей проведения финансовых расчетов по ГТП генерации и ГТП потребления Участников ОРЭ КО принимает данные коммерческого учета в виде результатов прямых и косвенных измерений, представленных в КО с использованием АИИС КУ Участника ОРЭ, в порядке и при условии выполнения требований, определенных в пп. 5.4, 7.4, 8.1 настоящего Регламента, а также выполнения условий проверки в пределах допустимых величин расхождений часовых приращений значений электроэнергии в точке (точках) поставки, отраженных в Акте согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации).

В случае установления превышения допустимых величин расхождения часовых приращений значений электроэнергии в точке (точках) поставки, КО в отношении соответствующих часов применяет иные замещающие методы в соответствии с п. 8.1 настоящего Регламента. При наличии в расчетном периоде (календарный месяц) более 10 (десяти) часов, в которых были установлены факты превышения указанных допустимых величин, либо отсутствия данных, КО не принимает результаты измерений от АИИС КУ Участника оптового рынка для целей проведения финансовых расчетов за все часовые (получасовые) интервалы текущего месяца.

В случае несовпадения величин итогового учетного показателя (сальдо перетоков или суммарной генерации в ГТП), рассчитанной со стороны КО в соответствии с Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) с величиной итогового учетного показателя, переданной Участником ОРЭ, для расчетов на ОРЭ принимается итоговый учетный показатель, рассчитанный КО в соответствии с алгоритмом, определенным в Акте согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации), на основании данных в точке (точках) поставки, присланных Участником ОРЭ (при отсутствии превышения допустимых величин расхождения часовых приращений значений электроэнергии в точке (точках) поставки).

При этом КО вправе запросить у Участника ОРЭМ дополнительную информацию и инициировать внеплановую проверку АИИС КУ Участника ОРЭ в порядке, установленном в разделе 4 Регламента проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение № 18 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

9.7. Ежедневно СО передает в КО оперативную информацию, полученную на основании имеющихся источников оперативной информации. КО принимает оперативную информацию, предоставленную СО, и обеспечивает ее обработку в соответствии с положениями настоящего Регламента.

9.8. КО формирует сводный фактический баланс производства и потребления электроэнергии на ОРЭ за расчетный период.

КО не позднее 20 числа месяца, следующего за расчетным, направляет в СО сформированный сводный баланс производства и потребления электроэнергии на ОРЭ за расчетный период, данные которого были приняты КО для проведения финансовых расчетов на ОРЭ, содержащий:

· почасовые объемы потребления электроэнергии по каждой ГТП потребления;

· почасовые объемы производства электроэнергии по каждой ГТП генерации;

При проведении конкурентного отбора заявок для балансирования системы СО формирует ежедневный сводный баланс производства и потребления электроэнергии на БР.

9.9. КО обеспечивает доступ Участникам оптового рынка и ФСК, в отношении которых были применены замещающие методы расчета, к отчетам, содержащим:

· почасовые объемы производства электроэнергии каждой электростанции;

· суммарные почасовые объемы сальдо перетоков (для энергоснабжающих организаций);

· почасовые объемы потребления электроэнергии по каждой ГТП;

· перечень точек поставки, в отношении которых КО были использованы замещающие источники информации.

Данные отчеты размещаются на информационном сайте КО.

9.10. Для обеспечения определения прогнозной величины потребления электрической энергии в отношении каждой ГТП потребления (Регламент проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), КО не позднее 25 числа месяца проводит расчеты усредненных почасовых графиков потребления электроэнергии в ГТП Участников ОРЭ и определяет абсолютную минимальную и максимальную величину потребления электроэнергии в соответствии с Приложением 6 настоящего Регламента.

Источник