Постановление Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 643

     78-3.  В  соответствии  с  порядком, установленным договором о
присоединении   к  торговой  системе  оптового  рынка,  организация
коммерческой   инфраструктуры   определяет   предельный   3-дневный
(7-дневный) темп изменения равновесных цен на электрическую энергию
в  этой ценовой зоне как темп изменения указанных цен, по отношению
к  которому  доля  соответствующих 3-дневных (7-дневных) периодов в
течение  3 предыдущих календарных лет (но не ранее чем с 1 сентября
2006  г.)  с  более  низкими  темпами  изменения равновесных цен на
электрическую энергию в этой ценовой зоне равна 99,5 процента.
     Договором  о  присоединении  к торговой системе оптового рынка
могут  быть предусмотрены иные значения предельного темпа изменения
цен  на электрическую энергию в ценовой зоне (ценовых зонах), в том
числе  исходя из значений равновесных цен на электрическую энергию,
определенных   за   прошедшие   расчетные  периоды  и  определяемых
федеральным  органом  исполнительной власти, осуществляющим функции
по   выработке   государственной  политики  и  нормативно-правовому
регулированию  в  сфере социально-экономического развития субъектов
Российской  Федерации  и  муниципальных образований, индексов темпа
роста  цен  на  топливо  для  ценовой  зоны  (ценовых зон) оптового
рынка.
     В  отношении  всего периода (части), на который Правительством
Российской   Федерации   введено  государственное  регулирование  в
электроэнергетике,  в  ценовой  зоне (ценовых зонах) оптового рынка
договором  о  присоединении  к  торговой  системе  оптового рынка в
соответствии  с методическими указаниями, утверждаемыми федеральным
органом    исполнительной   власти   в   области   государственного
регулирования  тарифов,  могут  быть  предусмотрены  иные  значения
предельного   темпа   изменения  цен  на  электрическую  энергию  в
указанной  ценовой зоне, в том числе исходя из значений равновесных
цен  на  электрическую энергию, определенных за прошедшие расчетные
периоды  и  установленных  индексов  темпа роста цен на топливо для
ценовой зоны (ценовых зон).
     В  случае  если  3-дневный  темп  изменения равновесных цен на
электрическую  энергию  в  ценовой зоне оптового рынка за 3-дневный
период,  включающий  часы  текущих суток в качестве последних часов
суток  рассматриваемого периода, превысил предельный 3-дневный темп
изменения    равновесных    цен    на   электрическую   энергию   в
соответствующей  ценовой  зоне  и  (или)  7-дневный  темп изменения
равновесных  цен  на  электрическую энергию в ценовой зоне оптового
рынка   за  7-дневный  период,  включающий  часы  текущих  суток  в
качестве   последних   часов  суток  указанного  периода,  превысил
соответствующий   предельный  темп  изменения  равновесных  цен  на
электрическую  энергию  в  этой  ценовой  зоне,  то  при проведении
конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на  сутки  вперед в течение
следующих  5 суток  в  отношении указанной ценовой зоны применяется
особый режим расчета цен на электрическую энергию.
     В  случае  если  переданная системным оператором в организацию
коммерческой   инфраструктуры  актуализированная  расчетная  модель
содержит   указание  на  наличие  временного  совокупного  дефицита
электрической  энергии  в  соответствующей  ценовой  зоне  оптового
рынка  при условии, что 3-дневный темп изменения равновесных цен на
электрическую  энергию  в  ценовой зоне оптового рынка за 3-дневный
период,  включающий  часы  текущих суток в качестве последних часов
суток  рассматриваемого периода, превысил предельный 3-дневный темп
изменения  равновесных  цен на электрическую энергию в этой ценовой
зоне   и   (или)   7-дневный  темп  изменения  равновесных  цен  на
электрическую  энергию  в  ценовой зоне оптового рынка за 7-дневный
период,  включающий  часы  текущих суток в качестве последних часов
суток  указанного периода, превысил соответствующий предельный темп
изменения  равновесных  цен на электрическую энергию в этой ценовой
зоне,  то  при  проведении  конкурентного  отбора ценовых заявок на
сутки  вперед в течение 3 последовательных суток (начиная с текущих
суток)  в отношении указанной ценовой зоны применяется особый режим
расчета цен на электрическую энергию.
     Применение   особого   режима  расчета  цен  на  электрическую
энергию  осуществляется  определенной  договором  о присоединении к
торговой   системе   оптового   рынка   организацией   коммерческой
инфраструктуры  с  обязательным  уведомлением  федерального  органа
исполнительной  власти  в  области  государственного  регулирования
тарифов    и    федерального    органа    исполнительной    власти,
осуществляющего  функции  по выработке и реализации государственной
политики    и    нормативно-правовому    регулированию    в   сфере
топливно-энергетического  комплекса,  в  срок,  не  превышающий  24
часов со дня начала применения особого режима.
     (Пункт   дополнен  -  Постановление  Правительства  Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     78-4.  В  случае  применения  особого  режима  расчета  цен на
электрическую  энергию,  определяемых  по результатам конкурентного
отбора   ценовых   заявок   на   сутки  вперед,  влияние  системных
ограничений    на   равновесные   цены   на   объемы   производства
электрической    энергии    в    соответствующей    ценовой   зоне,
соответствующие   определенной   в   соответствии   с  договором  о
присоединении  к  торговой  системе  оптового  рынка  доле  объемов
планового  почасового  потребления  электрической энергии (с учетом
экспортных   объемов),   ограничивается   минимальной  из  величин,
рассчитываемых   в  соответствии  с  договором  о  присоединении  к
торговой  системе  оптового  рынка  исходя  из цен на электрическую
энергию,  указываемых  участниками  в  ценовых  заявках  на продажу
электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе
ценовых   заявок  на  сутки  вперед,  и  регулируемых  уровней  цен
(тарифов)  на  электрическую  энергию.  В  случае если в результате
учета  такого  ограничения  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. (Дополнен      -     Постановление
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     78-5. В случае если по окончании срока действия особого режима
расчета   цен   на   электрическую   энергию  в  ходе  последующего
мониторинга   темпа  изменения  равновесных  цен  на  электрическую
энергию  вновь  будет  установлено  наличие указанных в пункте 78-3
настоящих    Правил    обстоятельств,    организация   коммерческой
инфраструктуры   вновь   применяет  особый  режим  расчета  цен  на
электрическую  энергию  на  срок и на условиях, указанных в пунктах
78-3 и 78-4 настоящих Правил. (Дополнен       -       Постановление
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     78-6.    В    течение    периода   действия   государственного
регулирования    в    электроэнергетике    в    случае   превышения
соответствующего  уровня  3-дневного  (7-дневного)  темпа изменения
равновесных  цен  на  электрическую энергию в ценовой зоне оптового
рынка за соответствующий период, указанного в пункте 78-3 настоящих
Правил (либо иного ограничения темпа изменения цен на электрическую
энергию,   установленного   правилами   оптового   рынка   и  (или)
предусмотренного  особенностями,  утверждаемыми федеральным органом
исполнительной  власти  в  области  государственного  регулирования
тарифов),  при  проведении  конкурентного  отбора ценовых заявок на
сутки  вперед  в  течение  следующих  7 суток в отношении указанной
ценовой  зоны  вводится  особый  режим расчета цен на электрическую
энергию. (Дополнен   -   Постановление   Правительства   Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     79.  В каждой ценовой зоне при проведении конкурентного отбора
ценовых  заявок  на  сутки  вперед сопоставляются ценовые заявки на
покупку (продажу) электрической энергии, 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. (В  редакции Постановления Правительства Российской
Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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  и  увеличения  требований  поставщиков  в связи с выполнением
пусков    и    (или)    выключений    генерирующего   оборудования,
соответствующая  разница  учитывается с соблюдением требований иных
нормативных  правовых  актов при составлении окончательного расчета
по   итогам   расчетного   периода  путем  уменьшения  (увеличения)
финансовых  обязательств  (требований)  покупателей (поставщиков) в
этой  ценовой  зоне  в  соответствии  с договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка. (В      редакции     Постановления
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     При  этом  часть финансовых требований поставщика, связанных с
выполнением  пусков  и (или) выключений генерирующего оборудования,
учитывается   при  составлении  окончательного  расчета  по  итогам
расчетного   периода   только  в  случае  возникновения  финансовых
требований,  обусловленных  продажей электрической энергии на рынке
на  сутки  вперед,  у  этого  поставщика в отношении группы (групп)
точек поставки генерации, относящихся к одной электростанции, путем
увеличения     финансовых     обязательств    каждого    покупателя
пропорционально   объему,   соответствующему   разнице   между  его
максимальным    и   минимальным   объемами   планового   почасового
потребления в расчетном периоде. (Дополнен      -     Постановление
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     Определение  обязательств  и  требований  участников по итогам
расчетного периода в результате купли-продажи электрической энергии
с  использованием  конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на сутки
вперед в соответствующей ценовой зоне осуществляется таким образом,
чтобы  у  должников не возникали права требования, а у кредиторов -
соответствующие обязательства. (Дополнен       -      Постановление
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     При  этом часть финансовых требований поставщиков, связанных с
выполнением  пусков  и (или) выключений генерирующего оборудования,
учитывается   при  составлении  окончательного  расчета  по  итогам
расчетного периода путем увеличения финансовых обязательств каждого
покупателя  пропорционально  объему, соответствующему разнице между
его   максимальным  и  минимальным  объемами  планового  почасового
потребления в расчетном периоде. (Дополнен      -     Постановление
Правительства Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     81. Порядок расчета равновесных цен на электрическую энергию и
планового  почасового  производства  и потребления, включая порядок
расчета   цен   на   электрическую   энергию   в   период  действия
государственного   регулирования   цен  (тарифов)  в  ценовой  зоне
(ценовых  зонах)  оптового  рынка,  устанавливается  в  договоре  о
присоединении к торговой системе оптового рынка. (В        редакции
Постановления        Правительства       Российской       Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     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 договорам; (В      редакции
Постановления        Правительства       Российской       Федерации
от 28.06.2008 г. N 476)
     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
договоров. (В   редакции   Постановления  Правительства  Российской
Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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  организацией коммерческой инфраструктуры
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,  организация  коммерческой инфраструктуры
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   договорам   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.   (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 28.06.2008 г. N 476)

      VII-1. Особенности осуществления купли-продажи мощности
             по свободным (нерегулируемым) ценам

     86-1. Мощность   продается   на  оптовом  рынке  по  свободным
(нерегулируемым)  ценам  и  в  объемах,  которые   определяются   в
соответствии с настоящим разделом.
     86-2. Конкурентный отбор ценовых заявок  на  продажу  мощности
проводится в целях формирования на календарный год:
     объемов  мощности,  за  счет которой обеспечивается надежная и
бесперебойная  поставка  электрической  энергии  на оптовом рынке в
соответствующем календарном году;
     свободных  (нерегулируемых)  цен на мощность, используемых для
определения   стоимости   мощности   в   ценовой   зоне  в  течение
соответствующего календарного года.
     Конкурентный   отбор   ценовых   заявок  на  продажу  мощности
проводится  в  соответствии  с  настоящими  Правилами и договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
     86-3. Объем мощности, в целях формирования которого проводится
конкурентный отбор ценовых заявок на продажу мощности, определяется
системным   оператором  в  соответствии  с  объемами  располагаемой
генерирующей мощности и объемами потребления мощности,  учтенными в
прогнозном  балансе на соответствующий календарный год по состоянию
на дату проведения указанного конкурентного  отбора.  При  этом  из
объема   мощности,   в   целях   формирования  которого  проводится
конкурентный отбор ценовых заявок на продажу мощности,  исключаются
объемы  мощности  объектов  по  производству электрической энергии,
вводимых 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).
     Плановый  коэффициент  резервирования  в ценовой зоне оптового
рынка  определяется  для  каждого месяца периода поставки мощности,
предусмотренного  пунктом 86-5  настоящих  Правил, в соответствии с
договором  о  присоединении  к  торговой системе оптового рынка как
отношение  совокупного объема располагаемой генерирующей мощности в
данной  ценовой зоне оптового рынка, учтенного в прогнозном балансе
на    соответствующий   год,   уменьшенного   на   объем   мощности
генерирующих  объектов,  за  счет которых формируется перспективный
резерв  мощности,  с  учетом  перетоков  между ценовыми зонами и по
границе  с  территориями,  не объединенными в ценовые зоны оптового
рынка,  к  сумме  объемов  электрической мощности, определенных для
покупателей  электрической энергии и мощности - участников оптового
рынка  в  данной  ценовой  зоне  оптового  рынка на соответствующий
месяц в прогнозном балансе на соответствующий год.
     86-4. Ежегодно, не позднее 10 декабря, проводится конкурентный
отбор ценовых заявок на продажу мощности на  следующий  календарный
год.
     86-5. Не позднее чем за 14 дней  до  проведения  конкурентного
отбора  ценовых  заявок  на  продажу  мощности  системный  оператор
определяет и  публикует  в  порядке,  предусмотренном  договором  о
присоединении  к  торговой системе оптового рынка для опубликования
информации о работе оптового рынка,  на соответствующий календарный
год следующие сведения:
     а) сроки  проведения  конкурентного  отбора  ценовых заявок на
продажу мощности;
     б) объем  мощности,  в  целях формирования которого проводится
конкурентный    отбор   ценовых   заявок   на   продажу   мощности,
с распределением по ценовым зонам оптового рынка;
     в) планируемый   объем  потребления  электрической  энергии  и
мощности - для каждой ценовой зоны оптового рынка;
     г) плановый  коэффициент  резервирования  - для каждой ценовой
зоны оптового рынка;
     д) период  поставки  мощности, равный календарному году, а при
проведении  конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности
на 2008 год - периоду с 1 июля по 31 декабря 2008 г.;
     е) перечень зон свободного перетока;
     ж) предварительные  предельные  объемы  поставки  мощности  из
одной   зоны  свободного  перетока  в  другие  -  для  каждой  зоны
свободного перетока;
     з) перечень  параметров  генерирующего  оборудования, учтенных
при  принятии  балансовых  решений  на  соответствующий календарный
год;
     и) сроки приема ценовых заявок на продажу мощности;
     к) иные   условия   конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на
продажу  мощности,  предусмотренные  договором  о  присоединении  к
торговой системе оптового рынка.
     86-6. Ценовые   заявки  на  продажу  мощности  для  участия  в
конкурентном отборе  ценовых  заявок  на  продажу  мощности  подают
участники   оптового   рынка  в  отношении  мощности  генерирующего
оборудования,  учтенного в прогнозном  балансе  на  соответствующий
календарный  год,  за  исключением  генерирующих объектов,  за счет
которых формируется перспективный резерв мощности.  Ценовая  заявка
на  продажу мощности подается системному оператору в соответствии с
требованиями настоящих Правил и договора о присоединении к торговой
системе оптового рынка и должна содержать следующую информацию:
     а) определенные  в  соответствии с договором о присоединении к
торговой   системе   оптового   рынка  идентификационные  данные  о
генерирующем оборудовании;
     б) объем   мощности,   не   превышающий   максимальный   объем
располагаемой   генерирующей   мощности,   учтенный   в   отношении
указанного  генерирующего  оборудования  в  прогнозном  балансе  на
соответствующий  календарный  год  по  состоянию на дату проведения
конкурентного отбора;
     в) размер ежемесячной платы за единицу мощности;
     г) планируемая   дата   ввода   в  эксплуатацию  генерирующего
оборудования,  если  ценовая  заявка  подается в отношении мощности
генерирующего  оборудования,  вводимого  в  эксплуатацию  в течение
соответствующего календарного года;
     д) планируемая   дата  вывода  из  эксплуатации  генерирующего
оборудования,  если  ценовая  заявка  подается в отношении мощности
генерирующего  оборудования,  выводимого  из эксплуатации в течение
соответствующего календарного года;
     е) значения  параметров  генерирующего  оборудования, учтенных
при  принятии  балансовых  решений  на  соответствующий календарный
год,   перечень   которых   определяется   с   участием  системного
оператора,  за  исключением параметров, предусмотренных подпунктами
"а" - "в" пункта 38 настоящих Правил;
     ж) иные   характеристики,   существенные   для   осуществления
конкурентного   отбора   ценовых   заявок   на   продажу  мощности,
определяемые  в соответствии с договором о присоединении к торговой
системе оптового рынка.
     86-7. Указываемый  в  ценовой  заявке   на  продажу  мощности,
подаваемой  в  отношении   мощности   генерирующего   оборудования,
учтенного в прогнозном балансе на 2007 год по состоянию на 1 января
2007 г.,  размер ежемесячной платы за  единицу  мощности  не  может
превышать предельный уровень,  равный регулируемой цене (тарифу) на
мощность, установленной федеральным органом исполнительной власти в
области  регулирования  тарифов  в  отношении  такого генерирующего
оборудования на рассматриваемый календарный год.  Ценовая заявка на
продажу   мощности,   подаваемая   в   отношении   мощности   иного
генерирующего оборудования,  должна соответствовать  требованию  об
экономической  обоснованности  размера ежемесячной платы за единицу
мощности,  определяемому  договором  о  присоединении  к   торговой
системе оптового рынка.
     86-8. По результатам  конкурентного  отбора  ценовых заявок на
продажу  мощности  на  основе поданных участниками оптового рынка в
установленном   порядке   ценовых   заявок   на   продажу  мощности
определяются:
     перечень   участников   оптового   рынка,   осуществляющих   в
соответствующем   календарном   году  поставку  мощности  (далее  -
перечень     поставщиков    мощности),    перечень    генерирующего
оборудования   с   совокупным  объемом  располагаемой  генерирующей
мощности,  не  превышающим  объем  мощности,  в  целях формирования
которого  проведен  конкурентный  отбор  ценовых  заявок на продажу
мощности,  с  указанием  зон  свободного  перетока,  к  которым оно
относится  (далее - перечень оборудования), а также объемы мощности
в  отношении указанного генерирующего оборудования, определенные по
результатам   конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу
мощности  (далее  -  объемы  мощности,  определенные по результатам
конкурентного  отбора  ценовых заявок на продажу мощности), которые
публикуются  организацией  коммерческой  инфраструктуры  в порядке,
предусмотренном   договором  о  присоединении  к  торговой  системе
оптового  рынка  для  опубликования  информации  о  работе оптового
рынка,  в  течение  5 дней  с  даты их определения. При этом объемы
мощности    в    отношении   генерирующего   оборудования   атомных
электростанций   и   гидроэлектростанций,  учтенного  в  прогнозном
балансе  на  2007 год  по  состоянию  на  1  января  2007 г.,  и  в
отношении  иного  генерирующего оборудования определяются раздельно
по  результатам  конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на продажу
мощности;
     свободные  (нерегулируемые)  цены, равные размерам ежемесячной
платы  за  единицу мощности, указанным в ценовых заявках на продажу
мощности  участниками  оптового рынка в отношении объемов мощности,
определенных  по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на
продажу мощности.
     При  этом  генерирующее оборудование, не учтенное в прогнозном
балансе  на 2007 год по состоянию на 1 января 2007 г., включается в
перечень  оборудования,  а  также объемы мощности в отношении этого
генерирующего     оборудования    определяются    по    результатам
конкурентного   отбора  ценовых  заявок  на  продажу  мощности  под
условием,  что советом рынка не установлено несоответствие поданной
в  отношении  этого  генерирующего  оборудования  заявки на продажу
мощности   требованию   об   экономической  обоснованности  размера
ежемесячной  платы  за  единицу  мощности,  или  заявка  на продажу
мощности   в  течение  одного  месяца  с  начала  периода  поставки
мощности  приведена  в  соответствие  с указанным требованием, если
такое  несоответствие  установлено.  Порядок  установления  советом
рынка   факта   соответствия  (несоответствия)  ценовой  заявки  на
продажу   мощности   требованию   об  экономической  обоснованности
размера  ежемесячной  платы за единицу мощности, а также приведения
заявок  на  продажу  мощности  в  соответствие  с  этим требованием
определяется  договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка.
     86-9. Участник  оптового  рынка,  включенный   по  результатам
конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности в  перечень
поставщиков мощности:
     а) в  течение  периода  поставки  мощности,   предусмотренного
пунктом  86-5   настоящих  Правил,  осуществляет  поставку мощности
путем  обеспечения  соответствия   объема   мощности   и   значений
параметров  генерирующего оборудования,  включенного по результатам
конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности в  перечень
оборудования,  которые  установлены  при  аттестации по объему и по
параметрам,   объему   мощности,   определенному   по   результатам
конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу  мощности,  и
параметрам генерирующего оборудования, которые указаны им в ценовой
заявке на продажу мощности. В случае если ценовая заявка на продажу
мощности   подавалась   в    отношении    мощности    генерирующего
оборудования,  вводимого  в  эксплуатацию  позднее  начала  периода
поставки мощности или выводимого из  эксплуатации  ранее  окончания
этого   периода,   поставка  мощности  участником  оптового  рынка,
подавшим такую заявку,  осуществляется соответственно с 1-го  числа
месяца,  следующего  за  указанной в такой заявке планируемой датой
ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования,  или до 1-го числа
месяца,   в  котором  наступает  планируемая  дата  вывода  его  из
эксплуатации;
     б) в  течение  указанного  в  подпункте  "а" настоящего пункта
периода  приобретает мощность в объеме, определенном по результатам
конкурентного  отбора  ценовых  заявок на продажу мощности, если не
зарегистрирована     группа     точек    поставки    в    отношении
соответствующего  генерирующего  оборудования,  или  не приобретено
право  на  участие в торговле электрической энергией (мощностью) на
оптовом  рынке  с  использованием  такой группы точек поставки, или
соответствующее   генерирующее   оборудование   не  аттестовано  по
параметрам;
     в)  в  течение  указанного  в  подпункте "а" настоящего пункта
периода  покупает  мощность в объеме, соответствующем разнице между
объемом   ценовых  заявок  на  продажу  мощности,  определенным  по
результатам  конкурентного отбора мощности, и аттестованным объемом
мощности  генерирующего  оборудования,  включенного  по результатам
конкурентного  отбора ценовых заявок на продажу мощности в перечень
оборудования и аттестованного по параметрам;
     г)   заключает   в   соответствии  с  настоящими  Правилами  и
договором   о  присоединении  к  торговой  системе  оптового  рынка
договоры  и соглашения, заключение которых необходимо для участия в
отношениях  по  купле-продаже  электрической  энергии и мощности на
оптовом   рынке   или   для  совершения  действий,  предусмотренных
подпунктами "б" и "в" настоящего пункта;
     д) поддерживает   генерирующее   оборудование,  включенное  по
результатам   конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу
мощности   в   перечень  оборудования,  в  состоянии  готовности  к
выработке  электрической  энергии  в  соответствии  с требованиями,
предусмотренными разделом IV настоящих Правил.
     86-10.  Участники  оптового  рынка,  включенные по результатам
конкурентного  отбора ценовых заявок на продажу мощности в перечень
поставщиков  мощности,  для  участия  в отношениях по купле-продаже
мощности,   производимой   на   генерирующем  оборудовании  атомных
электростанций и гидроэлектростанций, учтенном в прогнозном балансе
на  2007  год  по  состоянию  на  1  января  2007  г.,  заключают с
участниками  оптового  рынка - покупателями электрической энергии и
мощности договоры купли-продажи мощности, предусматривающие продажу
мощности  в объемах, на которые определенные для них по результатам
конкурентного  отбора  ценовых  заявок  на  продажу мощности объемы
мощности,   не   проданной  по  свободным  договорам  купли-продажи
электрической  энергии  и  мощности, предусмотренным подпунктом "б"
пункта 86-11 настоящих Правил, превышают их предельные максимальные
объемы   продажи   мощности   по  регулируемым  ценам  (тарифам)  в
соответствующем  периоде и ценам, равным размерам ежемесячной платы
за единицу мощности, указанным участниками оптового рынка в ценовых
заявках  на  продажу  мощности, умноженным на сезонный коэффициент,
отражающий распределение нагрузки по месяцам в течение календарного
года  и  определяемый  в  соответствии  с  пунктом  86-16 настоящих
Правил. (В    редакции   Постановления   Правительства   Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     Стороны  указанных договоров определяются таким образом, чтобы
средневзвешенная   стоимость  единицы  мощности,  приобретаемой  по
указанным  договорам,  для  всех  покупателей  по таким договорам в
одной  ценовой  зоне  оптового  рынка  была  одинаковой.  При  этом
участники  оптового  рынка  -  покупатели  электрической  энергии и
мощности  приобретают  по  указанным  договорам мощность в объемах,
пропорциональных  объемам,  на которые определенные для них базовые
прогнозные   объемы   мощности  превышают  предельные  максимальные
объемы  продажи  им  мощности  по  регулируемым  ценам  (тарифам) в
соответствующем периоде.
     Объем  мощности, продаваемый по каждому из указанных договоров
купли-продажи  мощности, может быть уменьшен по соглашению сторон -
поставщика  и  покупателя.  При  этом  такие поставщик и покупатель
заключают  свободный  договор купли-продажи электрической энергии и
мощности,  предусматривающий  продажу мощности в объеме, на который
был  уменьшен  объем  мощности по указанному договору купли-продажи
мощности.
     86-11. Мощность  может поставляться участниками оптового рынка
в  объемах  и  по ценам, которые определяются в свободных договорах
следующих видов:
     а) свободный  договор  купли-продажи  электрической  энергии и
мощности  (за  исключением  базовых  прогнозных  объемов  мощности,
производимой  на генерирующем оборудовании атомных электростанций и
гидроэлектростанций,  учтенном  в прогнозном балансе на 2007 год по
состоянию   на  1 января  2007 г.),  заключаемый  в  ходе  биржевых
торгов,  организуемых в соответствии с законодательством Российской
Федерации  о  товарных  биржах и биржевой торговле товарной биржей,
правила   биржевой   торговли   которой   содержат  соответствующий
требованиям  договора  о  присоединении к торговой системе оптового
рынка   порядок   заключения   свободных   договоров  купли-продажи
электрической   энергии   и  мощности  в  ходе  биржевых  торгов  и
определения   цены   в   таких  договорах,  а  также  иные  условия
организации    биржевых    торгов.    Перечень    товарных    бирж,
соответствующих   указанному   критерию,   порядок  информационного
взаимодействия  которых  с организацией коммерческой инфраструктуры
соответствует  требованиям  договора  о  присоединении  к  торговой
системе  оптового  рынка, формируется советом рынка и публикуется в
сроки,  определенные  договором  о присоединении к торговой системе
оптового   рынка,   на  официальных  сайтах  совета  рынка  и  иных
организаций  коммерческой  инфраструктуры в сети Интернет. При этом
цена   в  заявке  на  продажу  электрической  энергии  и  мощности,
подаваемой  для  участия  в  биржевых торгах, может соответствовать
удельной   стоимости  электрической  энергии  и  мощности,  которая
сложилась   бы,  если  бы  эти  электрическая  энергия  и  мощность
продавались  по  свободным  (нерегулируемым)  ценам  по результатам
конкурентного   отбора   ценовых   заявок   на   сутки   вперед   и
конкурентного  отбора  ценовых заявок на продажу мощности, с учетом
расходов  на  финансирование  инвестиционных  программ,  одобренных
(утвержденных)  в  порядке, установленном Правительством Российской
Федерации,   в   объемах,  предусмотренных  такими  инвестиционными
программами на соответствующий период;
     б) свободный  договор  купли-продажи  электрической  энергии и
мощности,  заключаемый в соответствии с договором о присоединении к
торговой  системе оптового рынка сторонами регулируемого договора в
отношении  объема мощности, не превышающего объем мощности, который
был  бы  определен  в  соответствии  с  настоящими Правилами в этом
регулируемом   договоре,   если   бы   мощность   в  полном  объеме
продавалась  по  регулируемым  ценам  (тарифам),  за вычетом объема
мощности, продаваемой по этому регулируемому договору;
     в) свободный  договор  купли-продажи  электрической  энергии и
мощности,  заключаемый  участниками оптового рынка в соответствии с
договором  о  присоединении  к  торговой  системе  оптового рынка в
отношении  объемов  мощности,  не  учтенных в прогнозном балансе на
2007 год   по  состоянию  на  1  января  2007 г.  Совокупный  объем
мощности,  продаваемой  по  таким  договорам в календарном году, не
может   превышать   объем  мощности,  определенный  по  результатам
конкурентного   отбора   ценовых   заявок  на  продажу  мощности  в
отношении соответствующего генерирующего оборудования.
     86-12. Свободные  договоры купли-продажи электрической энергии
и  мощности,  заключаемые  в  соответствии  с подпунктами "а" и "в"
пункта  86-11  настоящих  Правил,  могут  заключаться  в  отношении
генерирующего  и  энергопринимающего оборудования, расположенного в
одной  зоне  свободного  перетока,  а также расположенного в разных
зонах  свободного перетока, на объемы, соответствующие определенной
доле   в   предельных  объемах  поставки  мощности  из  одной  зоны
свободного   перетока   в  другую,  уменьшенных  с  учетом  объемов
мощности,  проданной  по  договорам,  заключенным  в соответствии с
подпунктом "б"   пункта 86-11   настоящих  Правил,  и  регулируемым
договорам    в   отношении   генерирующего   и   энергопринимающего
оборудования,  расположенного  в  соответствующих  зонах свободного
перетока.    Указанная    доля   соответствует   доле,   занимаемой
аттестованным   объемом   мощности   в   составе  объема  мощности,
определенного  по  результатам  конкурентного отбора ценовых заявок
на    продажу    мощности   в   отношении   данного   генерирующего
оборудования,    аттестованного    по    параметрам,    в суммарном
аттестованном   объеме   мощности   в   составе   объема  мощности,
определенного  по  результатам  конкурентного отбора ценовых заявок
на   продажу   мощности  в  отношении  генерирующего  оборудования,
аттестованного  по  параметрам  и расположенного в одной с ним зоне
свободного   перетока,   и   уменьшается   пропорционально  объемам
мощности,  продаваемой  по  заключенным  ранее  свободным договорам
купли-продажи  электрической  энергии  и  мощности.  При этом такая
доля   может  быть  изменена  по  соглашению  с  иными  участниками
оптового рынка.
     Свободные   договоры  купли-продажи  электрической  энергии  и
мощности  регистрируются организацией коммерческой инфраструктуры в
порядке,  определенном договором о присоединении к торговой системе
оптового  рынка,  не  позднее  25-го  числа месяца, предшествующего
месяцу,   в  котором  начинается  поставка  мощности  по  указанным
договорам.
     86-13. В случае  если объемы мощности, продаваемые  участником
оптового   рынка   по   совокупности  заключенных  им  регулируемых
договоров   и   свободных   договоров  купли-продажи  электрической
энергии  и  мощности,  а  также  по  заключенным  в  соответствии с
положениями пункта 86-10  настоящих  Правил договорам купли-продажи
мощности,   превышают   сумму  объема  мощности,  определенного  по
результатам   конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу
мощности   в   отношении   генерирующего   оборудования,  и  объема
мощности,  оплаченного им  в соответствии с пунктом 86-21 настоящих
Правил,  такой  участник  оптового  рынка  приобретает  недостающий
объем  мощности, соответствующий разнице между указанными объемами,
по  рассчитанной  в соответствии  с  пунктом 86-18 настоящих Правил
цене  на  мощность.  При  этом, если объем мощности, продаваемый по
регулируемым  договорам,  превышает объем мощности, определенный по
результатам   конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу
мощности  в  отношении соответствующего генерирующего оборудования,
то  объем  мощности,  соответствующий  разнице  указанных  объемов,
участник  оптового  рынка  приобретает по цене, равной максимальной
из рассчитанной  в  соответствии  с  пунктом 86-18 настоящих Правил
цены на мощность и регулируемой цены (тарифа) на мощность.       (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     86-14. Мощность,  проданная   участником   оптового  рынка  по
свободным   договорам   купли-продажи   электрической   энергии   и
мощности,  оплачивается  ему  по  свободным (нерегулируемым) ценам,
определенным в таких договорах.
     86-15. С  применением  размера  ежемесячной  платы  за единицу
мощности,  указанного участником оптового рынка в ценовой заявке на
продажу   мощности,   для   такого   участника   в  соответствующем
календарном году определяется стоимость мощности в объеме, равном:
(В   редакции   Постановления  Правительства  Российской  Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     для   мощности,   производимой  на  генерирующем  оборудовании
атомных   электростанций  и  гидроэлектростанций,  -  части  объема
мощности,   определенного   по   результатам  конкурентного  отбора
ценовых  заявок  на  продажу  мощности, в отношении которой не были
заключены  регулируемые  договоры, договоры купли-продажи мощности,
предусмотренные   пунктом   86-10  настоящих  Правил,  и  свободные
договоры купли-продажи электрической энергии и мощности;         (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     для    мощности,    производимой    на    ином    генерирующем
оборудовании, -    части    объема   мощности,   определенного   по
результатам   конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу
мощности,  в  отношении  которой  не  были  заключены  регулируемые
договоры   и  свободные  договоры,  заключаемые  в  соответствии  с
подпунктами  "б" и "в" пункта 86-11 настоящих Правил, и в отношении
которой  в соответствии  с  подпунктом  "а"  пункта 86-11 настоящих
Правил  подавалась  заявка  на  продажу  биржевого  товара,  но  на
которую   в  ходе  биржевых  торгов  не  были  заключены  свободные
договоры купли-продажи электрической энергии и мощности.         (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     Абзац.  (Утратил силу - Постановление Правительства Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     В  случае если объем мощности, продаваемой участником оптового
рынка   по   регулируемым  договорам  в  соответствующем  расчетном
периоде,  был  скорректирован в соответствии с пунктом 58 настоящих
Правил,  аттестованный  объем  мощности  в составе объема мощности,
определенного  по  результатам  конкурентного отбора ценовых заявок
на  продажу  мощности  в  отношении  соответствующего генерирующего
оборудования,    аттестованного   по   параметрам,   корректируется
аналогичным образом.
     86-16. Мощность в  указанном  в пункте 86-15  настоящих Правил
объеме  в  расчетном  периоде  оплачивается по цене, равной размеру
ежемесячной   платы  за  единицу  мощности,  указанному  участником
оптового  рынка  в  ценовой заявке на продажу мощности, умноженному
на  соответствующий  сезонный коэффициент, отражающий распределение
нагрузки по месяцам в течение календарного года.
     Сезонные  коэффициенты  рассчитываются для каждой ценовой зоны
оптового  рынка и для каждого месяца календарного года на основании
статистических   данных   за   3 предшествующие  расчету  года  как
отношение  среднего  за  указанные 3 года показателя, определяемого
исходя  из  максимальных  совокупных  почасовых объемов потребления
электрической  энергии  в  данной  ценовой  зоне  в соответствующем
календарном   месяце,   к   среднему   за  эти  3 года  показателю,
определяемому  исходя  из максимальных совокупных почасовых объемов
потребления  электрической  энергии в данной ценовой зоне за каждый
месяц.   Величины  сезонных  коэффициентов  для  календарного  года
рассчитываются     и    публикуются    организацией    коммерческой
инфраструктуры    в    порядке,    предусмотренном    договором   о
присоединении   к  торговой  системе  оптового  рынка,  не  позднее
30 декабря года, предшествующего данному календарному году.
     При   расчете   в   указанном  порядке  стоимости  мощности  с
применением   размера   ежемесячной   платы  за  единицу  мощности,
указанного  участником  оптового  рынка в ценовой заявке на продажу
мощности,   учитывается  величина,  на  которую  в  соответствии  с
пунктом 43   настоящих   Правил   снижается   стоимость   мощности,
продаваемой  по  всем  договорам на оптовом рынке в соответствующей
ценовой   зоне   в   расчетном  периоде,  за  который  определяется
стоимость мощности.
     86-17. Участники оптового  рынка  покупают  на  оптовом  рынке
объем   мощности,   определяемый  за  расчетный  период  исходя  из
фактического  объема потребления ими электрической энергии, включая
объемы   покупки  электрической  энергии  для  целей  экспорта  (за
исключением     объема     потребления     электрической    энергии
электростанциями   для  собственных  и  (или)  хозяйственных  нужд,
который  определяется  в соответствии с договором о присоединении к
торговой  системе  оптового  рынка),  в  устанавливаемые  системным
оператором  плановые  часы  пиковой  нагрузки  и  рассчитываемого в
соответствии   с   настоящим   пунктом   фактического  коэффициента
резервирования     мощности,     и    оплачивают    по    свободным
(нерегулируемым)   ценам   часть   указанного  объема,  которая  не
оплачена   ими  по  регулируемым  договорам  или  по  договорам  на
розничном  рынке  (далее  -  объем  мощности,  подлежащий оплате по
свободным (нерегулируемым) ценам).
     Фактический коэффициент резервирования мощности рассчитывается
организацией  коммерческой  инфраструктуры  для каждой ценовой зоны
оптового   рынка   таким  образом,  чтобы  объем  покупки  мощности
участниками  оптового  рынка  и  организацией  по управлению единой
национальной (общероссийской) электрической сетью в соответствующем
расчетном  периоде  в  пределах одной ценовой зоны оптового рынка с
учетом  поставок  из  одной  зоны  в другую и между ценовыми зонами
оптового  рынка  и  территориями,  не  объединенными в ценовые зоны
оптового   рынка,   соответствовал   совокупному  объему  мощности,
оплачиваемой  в  этом  расчетном  периоде в пределах той же ценовой
зоны  оптового  рынка  с  учетом  поставок из одной зоны в другую и
между   ценовыми   зонами   оптового   рынка   и  территориями,  не
объединенными  в ценовые зоны оптового рынка, с использованием всех
предусмотренных настоящими Правилами механизмов торговли. Указанный
совокупный  объем  мощности,  оплачиваемой  в ценовой зоне оптового
рынка,  не должен превышать совокупный аттестованный объем мощности
в   составе   объема   мощности,   определенного   по   результатам
конкурентного  отбора  ценовых  заявок на продажу мощности, а также
оплачиваемого  в  соответствии  с  пунктами  86-20  и 118 настоящих
Правил,  в  отношении генерирующего оборудования, аттестованного по
параметрам,  в данной ценовой зоне оптового рынка с учетом поставок
из  одной  зоны  в  другую и между ценовыми зонами оптового рынка и
территориями, не объединенными в ценовые зоны оптового рынка.    (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 30.07.2009 г. N 626)
     Фактический    коэффициент   резервирования   мощности   может
дифференцироваться   в   зависимости   от   наличия  подтвержденной
системным  оператором  готовности к приему и исполнению управляющих
воздействий   систем   противоаварийного   управления   отключением
нагрузки   (за   исключением  систем  противоаварийного  управления
отключением   нагрузки   при   изменении   частоты)   в   отношении
энергопринимающих  устройств  потребителей  электрической энергии и
(или)  мощности,  отнесенных  к  отдельной  группе  точек поставки.
Указанная  дифференциация осуществляется в порядке, устанавливаемом
федеральным  органом  исполнительной власти, осуществляющим функции
по   выработке   и  реализации  государственной  политики  в  сфере
топливно-энергетического  комплекса,  с определяемой в этом порядке
даты.
     В  случае  если группа точек поставки покупателя электрической
энергии  и  мощности  относится  более  чем к одной зоне свободного
перетока,  фактический объем потребления им электрической энергии в
плановые  часы пиковой нагрузки в каждой из зон свободного перетока
определяется  для него в соответствии с договором о присоединении к
торговой  системе  оптового  рынка  исходя  из  фактического объема
потребления  электрической энергии в плановые часы пиковой нагрузки
в   данной   группе  точек  поставки  и  коэффициентов,  отражающих
отнесение  данной  группы  точек поставки к узлам расчетной модели,
входящим в каждую из указанных зон.
     В   случае   если   объем  мощности,  оплачиваемой  участником
оптового   рынка   по   регулируемым  договорам  в  соответствующем
расчетном  периоде,  был скорректирован в соответствии с пунктом 58
настоящих  Правил,  определяемый в соответствии с настоящим пунктом
объем  мощности,  подлежащий  оплате  по свободным (нерегулируемым)
ценам таким участником, корректируется аналогичным образом.
     86-18. Участники   оптового   рынка,   заключившие   свободные
договоры    купли-продажи   электрической   энергии   и   мощности,
оплачивают  мощность  в  определенных  такими договорами объемах по
установленной в них цене.
     В  случае если по совокупности заключенных участником оптового
рынка  регулируемых  договоров,  договоров  купли-продажи мощности,
предусмотренных   пунктом   86-10  настоящих  Правил,  и  свободных
договоров  купли-продажи  электрической  энергии  и  мощности такой
участник  приобретает  мощность  в  объеме, который превышает объем
мощности,  определяемый  за расчетный период исходя из фактического
объема   потребления  им  электрической  энергии  в  плановые  часы
пиковой   нагрузки   и   фактического  коэффициента  резервирования
мощности,  мощность  в  объеме  разницы  между  указанными объемами
продается:
     в части    разницы    между    суммарным   объемом   мощности,
приобретаемой по регулируемым договорам и  договорам  купли-продажи
мощности,   предусмотренным  пунктом  86-10   настоящих  Правил,  и
объемом  мощности,  определяемым  за  расчетный  период  исходя  из
фактического  объема  потребления  электрической энергии в плановые
часы пиковой нагрузки и  фактического  коэффициента  резервирования
мощности,  если  эта  разница  положительная,  -  по  цене,  равной
средневзвешенной   стоимости   единицы   мощности,    приобретаемой
указанным  участником  по  регулируемым договорам в соответствующем
расчетном периоде;
     в  оставшейся  части  - по средневзвешенной цене, рассчитанной
исходя  из  цен  и  объемов мощности, определяемых в соответствии с
пунктами 86-15 и 86-16 настоящих Правил.
     В случае если по совокупности заключенных участником  оптового
рынка  свободных  договоров  купли-продажи  электрической энергии и
мощности такой участник приобретает мощность в  объеме,  который  в
сумме  с  объемами  мощности,  приобретаемой  им  в  соответствии с
пунктом  86-10   настоящих  Правил   по   договорам   купли-продажи
мощности,  а  также оплачиваемой им в соответствии с пунктом  86-21
настоящих Правил,  меньше объема мощности, подлежащего оплате им по
свободным  (нерегулируемым)  ценам,  стоимость  соответствующего не
оплаченного в расчетном периоде объема  мощности  определяется  для
него по рассчитываемой цене на мощность. Указанная цена на мощность
рассчитывается   организацией   коммерческой   инфраструктуры    за
расчетный  период  в  соответствии  с  договором  о присоединении к
торговой  системе  оптового  рынка  для  каждой  ценовой  зоны  как
средневзвешенная  величина  исходя  из  величин стоимости мощности,
оплачиваемой в  соответствии  с  пунктами 86-15  и 86-16  настоящих
Правил,  и  мощности,  продаваемой  участниками  оптового  рынка  в
объемах разницы между объемами мощности, определяемыми за расчетный
период  исходя из фактического объема потребления ими электрической
энергии  в  плановые   часы   пиковой   нагрузки   и   фактического
коэффициента   резервирования   мощности,   и   объемами  мощности,
приобретенной   ими   по    регулируемым    договорам,    договорам
купли-продажи  мощности,  предусмотренным пунктом  86-10  настоящих
Правил, и свободным договорам купли-продажи электрической энергии и
мощности, и объемов этой мощности.
     Информация  о  величине  указанной цены на мощность для каждой
ценовой  зоны  публикуется организацией коммерческой инфраструктуры
в  порядке,  предусмотренном  договором  о присоединении к торговой
системе  оптового  рынка  для  опубликования  информации  о  работе
оптового рынка.
     Организация  коммерческой  инфраструктуры с периодичностью и в
порядке,  которые определяются договором о присоединении к торговой
системе  оптового рынка, также публикует для каждой ценовой зоны на
оставшиеся  расчетные периоды соответствующего года предварительные
расчеты  средневзвешенных  размеров  ежемесячной  платы  за единицу
мощности,  рассчитанных  в  соответствии  с  указанным  алгоритмом,
с учетом  имеющейся на дату расчета информации об объемах мощности,
в отношении   которой   на   соответствующий  расчетный  период  не
заключены  регулируемые договоры и свободные договоры купли-продажи
электрической энергии и мощности.
     86-19. Участники оптового  рынка, на которых  распространяются
требования,  предусмотренные  подпунктами  "б"  и  "в"  пункта 86-9
настоящих  Правил,  оплачивают  в порядке, определенном договором о
присоединении  к  торговой  системе оптового рынка, соответствующий
объем мощности, стоимость которого определяется:
     в  части  объема мощности, равного превышению объема мощности,
продаваемой  участниками оптового рынка по совокупности заключенных
ими  регулируемых  договоров  и  свободных  договоров купли-продажи
электрической   энергии  и  мощности,  а  также  по  заключенным  в
соответствии   с   пунктом   86-10   настоящих   Правил   договорам
купли-продажи   мощности,  над  аттестованным  объемом  мощности  в
составе    объема    мощности,    определенного    по   результатам
конкурентного   отбора   ценовых   заявок  на  продажу  мощности  в
отношении    генерирующего    оборудования,    аттестованного    по
параметрам, - исходя из максимальной из следующих величин:
     рассчитанная  в  соответствии с пунктом 86-18 настоящих Правил
цена на мощность;
     размер  ежемесячной  платы за единицу мощности, увеличенный на
30  процентов,  указанный  этими  участниками  в  ценовой заявке на
продажу  мощности,  с  учетом  сезонных  коэффициентов, но не более
увеличенного  на  10  процентов  максимального  размера ежемесячной
платы  за  единицу  мощности  из  указанных  в  отобранных  в  ходе
конкурентного  отбора  на  соответствующий  год  ценовых заявках на
продажу мощности с учетом сезонных коэффициентов;
     в   части  остального  объема  -  исходя  из  увеличенного  на
30 процентов   размера   ежемесячной  платы  за  единицу  мощности,
указанного  участниками  оптового рынка в ценовой заявке на продажу
мощности,   с   учетом   сезонных   коэффициентов,   но   не  более
увеличенного  на  10  процентов  максимального  размера ежемесячной
платы  за  единицу  мощности  из  указанных  в  отобранных  в  ходе
конкурентного  отбора  на  соответствующий  год  ценовых заявках на
продажу мощности с учетом сезонных коэффициентов.
     Величина,  соответствующая  разнице стоимости объема мощности,
оплачиваемой  в  соответствии  с  настоящим  пунктом,  и  стоимости
соответствующего    объема    мощности,   рассчитанной   по   цене,
определенной  в пункте  86-16,  а  также  величина, соответствующая
разнице  стоимости  объемов  мощности,  покупаемых в соответствии с
пунктом   86-13  по цене,  равной  регулируемой  цене  (тарифу)  на
мощность,  и стоимости этих объемов мощности, рассчитанной по цене,
указанной   в   пункте  86-18  настоящих  Правил,  учитывается  при
определении  стоимости  мощности  для  участников  оптового рынка в
этой ценовой зоне в следующем порядке:
     за  счет  половины  указанной величины увеличивается стоимость
мощности  для  участников оптового рынка, включенных по результатам
конкурентных  отборов ценовых заявок на продажу мощности в перечень
поставщиков    мощности,    осуществляющих   продажу   мощности   в
соответствии с  пунктом  86-15  настоящих  Правил.  Соответствующее
увеличение  осуществляется  пропорционально  аттестованным  объемам
мощности  в  составе  объемов мощности, определенных по результатам
конкурентного   отбора   ценовых   заявок  на  продажу  мощности  в
отношении    генерирующего    оборудования,    аттестованного    по
параметрам;
     за  счет  оставшейся  половины  уменьшается стоимость мощности
для  участников  оптового  рынка,  оплачивающих мощность, стоимость
которой  определяется  по  цене,  рассчитываемой  в  соответствии с
пунктом 86-18    настоящих   Правил.   Соответствующее   уменьшение
осуществляется    пропорционально    объемам    покупки    мощности
участниками  оптового  рынка в порядке, предусмотренном договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
     (Пункт   в  редакции  Постановления  Правительства  Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     86-20. Участник  оптового     рынка,    принявший    на   себя
обязательства   в  сроки,  определенные  договором,  заключенным  с
организацией,   осуществляющей   в   соответствии   с  договором  о
присоединении   к   торговой  системе  оптового  рынка  функции  по
обеспечению  коммерческой  инфраструктуры, начать поставку мощности
с    использованием    генерирующего   оборудования   на   тепловых
электростанциях,    строительство    которого    осуществляется   в
соответствии     с     инвестиционной     программой,    одобренной
(утвержденной)   в  установленном  порядке,  участвует  в  торговле
электрической   энергией   и   мощностью   на   оптовом   рынке   с
использованием    любых    предусмотренных   настоящими   Правилами
механизмов торговли.
     При этом,  если  такое  генерирующее  оборудование  введено  в
эксплуатацию,   в   отношении  его  зарегистрирована  группа  точек
поставки и приобретено право на участие  в  торговле  электрической
энергией  (мощностью) на оптовом рынке с использованием этой группы
точек поставки и если  мощность  в  объеме,  равном  аттестованному
объему  мощности такого генерирующего оборудования,  аттестованного
по параметрам,  или его части, не оплачена участнику оптового рынка
в   расчетном  периоде  с  применением  иных  механизмов  торговли,
мощность в указанном объеме (его части) оплачивается  ему  в  таком
расчетном периоде по средневзвешенной цене,  рассчитанной исходя из
цен, определенных в соответствии с пунктом 86-16  настоящих Правил,
и  объемов  мощности,  определенных  по  результатам  конкурентного
отбора  ценовых  заявок  на   продажу   мощности.   Такое   правило
применяется в течение года с даты начала производства электрической
энергии и мощности на таком генерирующем оборудовании.
     В случае  если в указанном договоре предусмотрено,  что размер
убытков организации,  осуществляющей в соответствии с  договором  о
присоединении   к   торговой  системе  оптового  рынка  функции  по
обеспечению коммерческой  инфраструктуры,  полностью  или  частично
определяется  в  соответствии  с  настоящими Правилами,  если такое
генерирующее оборудование не введено в  эксплуатацию,  в  отношении
его  не  зарегистрирована  группа точек поставки или не приобретено
право на участие в торговле электрической энергией  (мощностью)  на
оптовом  рынке  с  использованием  этой  группы  точек  поставки до
наступления определенного указанным договором срока начала поставки
мощности  и  если такое генерирующее оборудование не аттестовано по
параметрам  или  аттестованный  объем  меньше  определенного  таким
договором объема,  то участником оптового рынка,  принявшим на себя
обязательства  по  такому  договору,   ежемесячно   до   устранения
указанных  нарушений  или  истечения  срока действия этого договора
либо его прекращения по иным законным  основаниям  подлежит  уплате
сумма,  равная  30  процентам  стоимости мощности в соответствующем
непоставленном объеме,  определенной по рассчитанной в соответствии
с  пунктом 86-18  настоящих Правил  цене  на  мощность,  если  иные
основания и размер ответственности не предусмотрены этим договором.
Указанная  сумма  распределяется между участниками оптового рынка в
соответствующей ценовой зоне способом,  предусмотренным договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
     При  этом  иные убытки, возникшие у субъектов оптового рынка в
связи   с   нарушением   участником  оптового  рынка  обязательств,
принятых  им  в  соответствии  с указанным договором, возмещаются в
установленном порядке.
     86-21. Участник  оптового рынка  оплачивает  в соответствующем
расчетном  периоде  мощность в части объема, равного аттестованному
объему   мощности   указанного в   пункте 86-20   настоящих  Правил
генерирующего  оборудования,  аттестованного  по  параметрам,  и не
оплаченную   с   применением   иных  механизмов  торговли,  которая
пропорциональна одной из следующих величин:
     разность  между  объемом  мощности,  подлежащим  оплате  им по
свободным    (нерегулируемым)    ценам,    и    объемом   мощности,
приобретаемым  им по совокупности свободных договоров купли-продажи
электрической энергии и мощности, если она положительная;
     разность   между   объемом   мощности,   продаваемым   им   по
совокупности   свободных   договоров   купли-продажи  электрической
энергии  и  мощности  и  регулируемых  договоров,  и  аттестованным
объемом  мощности  в  составе  объема  мощности,  определенного  по
результатам   конкурентного   отбора   ценовых  заявок  на  продажу
мощности  в отношении генерирующего оборудования, аттестованного по
параметрам, если она положительная.
     Мощность  в  части  указанного  объема оплачивается участником
оптового  рынка  по  средневзвешенной  цене, рассчитанной исходя из
цен   и   объемов   мощности,   определяемых   в   соответствии   с
пунктами 86-15 и 86-16 настоящих Правил.
     Особенности  покупки  указанной  мощности участниками оптового
рынка,  не  исполняющими или ненадлежащим образом исполняющими свои
обязательства  по  оплате электрической энергии и (или) мощности на
оптовом  рынке,  определяются  договором о присоединении к торговой
системе оптового рынка.
     (Раздел  дополнен  -  Постановление  Правительства  Российской
Федерации от 28.06.2008 г. N 476)

       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,   организации
коммерческой  инфраструктуры  или  системного  оператора  (далее  -
внешняя инициатива)); (В   редакции   Постановления   Правительства
Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     б) размеров отклонений  по  собственной  инициативе  участника
оптового рынка и по внешней инициативе.
     89.  Участники оптового рынка, функционирующие на территориях,
не   объединенных   в   ценовые  зоны  оптового  рынка,  оплачивают
отклонения,  в  том  числе  отклонения,  соответствующие изменениям
объемов  перетоков электрической энергии по границе с ценовой зоной
оптового  рынка,  в  соответствии с разделом XII настоящих Правил и
договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.     (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 29.12.2007 г. N 951)
     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;
     В  случае  введения  в  установленном порядке государственного
регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового
рынка   средневзвешенная   цена,   определенная  в  соответствии  с
договором  о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя
из  цен,  указанных  в  ценовых  заявках  на  продажу электрической
энергии  (без  учета  объемов  электрической  энергии,  указанных в
ценопринимающих   заявках  на  продажу),  подаваемых  участником  с
регулируемым потреблением с целью участия в конкурентном отборе для
балансирования  системы,  не  может  превышать индикативную цену на
электрическую    энергию,    установленную    федеральным   органом
исполнительной  власти  в  области  государственного  регулирования
тарифов  для  субъекта  Российской  Федерации, к которой отнесена в
соответствии   с  договором  о  присоединении  к  торговой  системе
оптового рынка группа точек поставки указанного покупателя;
(Дополнен   -   Постановление  Правительства  Российской  Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     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  не  зависящей  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,   и   величины   отклонения,  обусловленного  формированием
внутричасовых  значений  активной  мощности  на  основании значений
почасовых   объемов   электрической  энергии,  запланированных  для
производства  по  итогам  конкурентного  отбора  для балансирования
системы,   с   учетом   отклонений  по  собственной  регулировочной
инициативе по уменьшению (увеличению). (В   редакции  Постановления
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     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.
     В  соответствии с договором о присоединении к торговой системе
оптового  рынка указанная величина отклонения по внешней инициативе
может быть разделена на составляющие величины отклонений по внешней
инициативе в зависимости от очередности их формирования.  (Дополнен
-      Постановление     Правительства     Российской     Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     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.   В   период   действия  государственного
регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового
рынка  ценой  для  балансирования  системы  при  увеличении объемов
является максимальная из следующих величин:
     значение   индикатора   стоимости   в   соответствующем   узле
расчетной модели;
     цена   на   электрическую   энергию   в   субъекте  Российской
Федерации, к которому отнесен указанный узел расчетной модели.
     (В  редакции  Постановления Правительства Российской Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     В  случаях,  предусмотренных пунктом 86 настоящих Правил, цены
для   балансирования   системы,   объемы   и  стоимость  отклонений
определяются  в соответствии с договором о присоединении к торговой
системе оптового рынка. (Дополнен   -  Постановление  Правительства
Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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.
     Стоимость объемов электроэнергии, соответствующих составляющей
величине    отклонения   по   внешней   инициативе,   обусловленной
формированием внутричасовых значений активной мощности на основании
значений  почасовых  объемов электрической энергии, запланированных
для  производства по итогам конкурентного отбора для балансирования
системы,   определяется   на   основе   индикаторов   стоимости   в
соответствии   с  договором  о  присоединении  к  торговой  системе
оптового рынка. (Дополнен  - Постановление Правительства Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     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;
     в период действия государственного регулирования цен (тарифов)
в  ценовой  зоне  (ценовых  зонах) оптового рынка 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
минимального  из  значений  индикатора  стоимости  и  регулируемого
уровня   цен  (тарифов)  на  электрическую  энергию,  утвержденного
федеральным  органом  исполнительной власти в области регулирования
тарифов  в  отношении  соответствующей  электростанции (в отношении
объемов   электрической   энергии,   производимой  на  генерирующем
оборудовании электростанций); (Дополнен       -       Постановление
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     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  наименьшего значения из регулируемой
цены  (тарифа)  на электрическую энергию, установленной для данного
поставщика  федеральным  органом  исполнительной  власти  в области
регулирования   тарифов,   и  величины,  используемой  для  расчета
стоимости  указанных объемов электрической энергии, производимой на
генерирующем оборудовании соответствующего типа. (В        редакции
Постановления        Правительства       Российской       Федерации
от 28.06.2008 г. N 476)
     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  определенной  договором  о  присоединении  к торговой
системе  оптового  рынка  средневзвешенной  цены, указанной в таких
заявках; (В   редакции   Постановления   Правительства   Российской
Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     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;
     абзац.  (Исключен  -  Постановление  Правительства  Российской
Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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;
     абзац;  (Исключен  -  Постановление  Правительства  Российской
Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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 регулируемой цены
(тарифа)   на  электрическую  энергию,  установленной  для  данного
поставщика  федеральным  органом  исполнительной  власти  в области
регулирования тарифов; (В   редакции   Постановления  Правительства
Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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 определенной договором
о  присоединении  к торговой системе оптового рынка соответствующей
средневзвешенной   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
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     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   организацией  коммерческой  инфраструктуры
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. (В   редакции   Постановления
Правительства Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     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.  До проведения 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). (В редакции Постановления Правительства
Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     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.   При   определении  стоимости
соответствующего  отклонения  в отношении генерирующих объектов, за
счет  которых  формируется  перспективный  резерв  мощности, вместо
равновесной  цены  используется  наименьшая величина из равновесной
цены   и  регулируемой  цены  (тарифа)  на  электрическую  энергию,
установленных    для   данного   поставщика   федеральным   органом
исполнительной  власти  в  области  регулирования тарифов. В период
действия  государственного  регулирования  цен  (тарифов) в ценовой
зоне (ценовых зонах) оптового рынка стоимость отклонения по внешней
регулировочной    инициативе    не    определяется; (В     редакции
постановлений        Правительства       Российской       Федерации
от 28.06.2008 г. N 476; от 14.11.2009 г. N 929)
     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  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, и групп точек поставки, к которым
отнесены   генерирующие   объекты,   за  счет  которых  формируется
перспективный   резерв   мощности.  Объемы  электрической  энергии,
указанные  в  таких  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). (В  редакции  Постановления  Правительства
Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     Свободные договоры купли-продажи отклонений, а также изменения
к  ним  регистрируются  организацией  коммерческой инфраструктуры в
порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе
оптового   рынка,   для   определения   обязательств   (требований)
участников оптового рынка. (В  редакции Постановления Правительства
Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     Покупатель  по  свободному  договору  купли-продажи отклонений
оплачивает   продавцу   фактически  поставленный  в  рамках  такого
договора объем электрической энергии по определенной в нем цене. (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 28.06.2008 г. N 476)
     Отклонения сверх    договорного    объема    оплачиваются    в
соответствии с пунктом 101 настоящих Правил.
     Участники   оптового  рынка,  заключившие  свободные  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 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     редакции    Постановления    Правительства
Российской Федерации от 28.06.2008 г. N 476)
     В целях оплаты разницы между расчетными показателями стоимости
отклонений   в   группах   точек  поставки  покупателя  и  продавца
электрической  энергии  стороны  свободного  договора купли-продажи
отклонений   заключают   договоры,   предусмотренные   договором  о
присоединении к торговой системе оптового рынка. (В        редакции
Постановления        Правительства       Российской       Федерации
от 28.06.2008 г. N 476)
     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,  с  учетом  коэффициентов  изменения  доли
разницы  суммарных  предварительных  обязательств и предварительных
требований,  установленных  договором  о  присоединении  к торговой
системе  оптового рынка. 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;       (В
редакции    Постановления    Правительства   Российской   Федерации
от 14.11.2009 г. N 929)
     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, с учетом
коэффициентов  изменения  доли  разницы  суммарных  предварительных
обязательств  и предварительных требований, установленных договором
о  присоединении к торговой системе оптового рынка. 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      редакции      Постановления
Правительства Российской Федерации от 14.11.2009 г. N 929)
     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