ИПС "Әділет"

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
Қолданысқа енгізілу тәртібін 4-тармақтан қараңыз

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының жұмыс істеу қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 112 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10532 болып тіркелген) мынадай өзгерістер мен толықтырулар енгізілсін:

кіріспе жаңа редакцияда жазылсын:

"Электр энергетикасы туралы" Қазақстан Республикасы Заңының 10-бабы 1-тармағының 6) тармақшасына, 12-1-бабының 2-тармағына, 15-10-бабының 2, 3, 4, 5, 6, 10, 11, 12, 13, 16-тармақтарына, Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 19 қыркүйектегі № 994 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі туралы ереженің 15-тармағының 260) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының жұмыс істеу қағидаларында:

1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"1. Осы Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының жұмыс істеу қағидалары (бұдан әрі – Қағидалар) Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 19 қыркүйектегі № 994 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі туралы ереженің 15-тармағының 260) тармақшасына сәйкес әзірленді және электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының жұмыс істеу тәртібін, Қазақстан Республикасының Біртұтас электр энергетикалық жүйесін теңгерімдеу аймақтарын айқындауды, электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің жүйелік операторға жоғарылатуға (төмендетуге) теңгерімдеуге қатысуға өтінімдер беруді, электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің жоғарылатуға (төмендетуге) теңгерімдеуге қатысуға өтінімдерін іріктеу және іске қосуды, теңгерімдеуші электр энергиясының көлемін, теңгерімдеуші электр энергиясын сатуға сағаттық орташа өлшенген бағаларын есептеуді, теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерін және электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің сағаттық теңгерімсіздіктерін есептеуді, теңгерім провайдерлерінің тізбесін қалыптастыру тәртібін айқындайды.";

2-тармақта:

5) тармақша жаңа редакцияда жазылсын:

"5) жаңартылатын энергия көздерін қолдау жөніндегі қаржы-есеп айырысу орталығы (бұдан әрі – қаржы-есеп айырысу орталығы) – "Электр энергетикасы туралы" Қазақстан Республикасы Заңының (бұдан әрі – Заң) 5-бабының 70-46) тармақшасына сәйкес уәкілетті орган айқындаған, 2023 жылғы 1 шілдеге дейін қолданыста болған Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес жаңартылатын энергия көздерін пайдалану жөніндегі объектілер және қалдықтарды энергетикалық кәдеге жарату жөніндегі объектілер өндіретін электр энергиясын сатып алу-сату шарттарының тарапы болып табылатын заңды тұлға;";

мынадай мазмұндағы 27-1) тармақшамен толықтырылсын:

"27-1) реттеуші теңгерімсіздік – жиілікті және қуат ағындарын автоматты реттеу жүйесінің әсерінен туындаған, электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының субъектісі жасаған және (немесе) жүйелік оператордың "Авария" режиміндегі көтеріп немесе төмендетіп теңгерімдеуге қатысуға арналған командаларының іске қосылған өтінімдерін және жүйелік оператордың генерацияны арттыруға арналған диспетчерлік командаларын орындау нәтижесінде жасалған теңгерімсіздік;";

37) тармақша жаңа редакцияда жазылсын:

"37) жүйелік оператордың генерацияны арттыруға арналған диспетчерлік командасы – жөндеудің кез келген түрінен шығарылған және суық резерв жағдайындағы энергия өндіруші ұйымның генерациялаушы жабдықты жұмысқа енгізуге арналған жүйелік оператордың командасы";

мынадай мазмұндағы 38) тармақшамен толықтырылсын:

"38) жүйелік оператордың генерацияны арттыруға арналған диспетчерлік командасы – генерациялайтын жабдықты қосуға немесе ажыратуға және (немесе) энергия өндіруші ұйымдардың генераторларының белсенді жүктемесін өзгертуге арналған жүйелік оператордың командасы";

27-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"27. Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілері теңгерімдеуші нарық жүйесінде (осы жүйенің жалпы бөлімінде) жоғарылатып теңгерімдеуге қатысуға арналған әрбір жүйелік оператор іске қосқан өтінім (төмендетіп теңгерімдеуге қатысуға арналған өтінім) туралы автоматты түрде хабардар етіледі, бұл ретте бұл хабарлама тиісті іске қосу жүргізілген минутта жүзеге асырылады.

Осы тармақтың бірінші бөлігінде көрсетілген хабарламада мынадай ақпарат болады: егер бір өтінім іске қосылған болса, іске қосылған өтінімнің түрі, оның көлемі мен бағасы, не тиісті минут ішінде бірнеше өтінім іске қосылған болса, іске қосылған өтінімдердің түрлері, олардың көлемдері мен бағалары.

Хабарлама алған теңгерімдеуші нарық субъектісі осы хабарламада өтінімнің орындалу мүмкіндігін растайды. Он минут ішінде алынған хабарламада өтінімді растау болмаған жағдайда, осы өтінім өшіріледі және осы көлемде сараланған тізімде ретімен іске қосылмаған келесі өтінім іске қосылады.

Теңгерімдеуші нарық субъектісі техникалық қолдау көрсету мамандары растаған теңгерімдеуші нарық жүйесіндегі қателер және (немесе) теңгерімдеуші нарық жүйесінің қолжетімсіздігі салдарынан алынған хабарламадағы өтінімді растамаса, өтінім теңгерімдеуші нарық субъектісімен расталған болып табылады.";

31-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"31. Теңгерімдеу аймағының нәтижелік теңгерімсіздігі нөлге тең болған не теңгерімдеуші нарық жүйесі қолжетімсіз болған операциялық тәулік сағаттары теңгерімдеуші нарық жүйесінде реттеусіз сағат ретінде айқындалады.

Жүйелік оператор "Авария" режимін жариялаған операциялық тәулік сағаттары теңгерімдеуші нарық жүйесінде "Авария" деп айқындалады.

Теңгерімдеуші нарық жүйесі қолжетімсіз болған операциялық тәуліктің өткен сағаты бағыты бойынша қандай болғандығы туралы ақпарат осы сағат не осы сағаттар (егер бірнеше сағат болса) аяқталғаннан кейін бес минут ішінде теңгерімдеуші нарық жүйесінде көрсетіледі.

Реттеусіз сағат ретінде айқындалған тәулік сағаты үшін теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы (бұдан әрі – ЭЭТН ЕАО) мен электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілері (бұдан әрі – субъектілер) арасындағы теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату бойынша теңгерімдеу аймағындағы барлық операциялар осы Қағидалардың 98-тармағына сәйкес жүзеге асырылады.

Субъектінің жоғарылатып (төмендетіп) теңгерімдеуге қатысуға іске қосқан өтінімдері теңгерімдеуші нарық жүйесінде "Авария" деп белгіленген сағат ішінде жойылады, бұл кезде осы субъектіге Жүйелік оператордан бұйрық беріледі.";

34-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"34. Теңгерімдеуші электр энергиясына шекті тариф Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 106 бұйрығымен (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10531 болып тіркелген) бекітілген Электр энергиясының көтерме нарығын ұйымдастыру мен оның жұмыс iстеу қағидаларында айқындалатын сағаттық мөлшерлемелерді ескере отырып, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 22 мамырдағы № 205 бұйрығымен (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 20700 болып тіркелген) бекітілген Электр энергиясына арналған шекті тарифтерді бекіту кезінде ескерілетін пайда нормасын айқындау әдістемесі бойынша айқындалатын теңгерімдеу үшін үстемеақыға ұлғайтылған ҚР БЭЖ-індегі электр энергиясына ең жоғары шекті тариф ретінде айқындалады.

Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының субъектілері үшін рұқсат етілген теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығынан теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу бағасын білдіретін теріс теңгерімсіздіктерге шекті тариф ҚР БЭЖ-де электр энергиясына ең төмен шекті тариф ретінде айқындалады.

Осы тармақтың бірінші бөлігінде көрсетілген сағаттық мөлшерлемелер 1-ге (бірлікке) теңестіріледі.";

73-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"73. ЭЭТН ЕАО жүйелік операторға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатылған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін соманы ЭЭТН ЕАО мынадай формула бойынша есептейді:

мұнда:

– ЭЭТН ЕАО жүйелік операторға теңгерімдеу аймағында тәулік сағаты ішінде сатылған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– жүйелік операторға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатылған және осы Қағидаларға 7-қосымшаға сәйкес айқындалатын тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарада оң ауытқуға сәйкес келетін теңгерімдеуші электр энергиясы үшін ЭЭТН ЕАО төлейтін баға, теңге/кВт*сағ (мән дөңгелектенбейді);

– тәуліктің осы сағаты үшін РФ-мен шекарадағы оң ауытқудың мәні, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– i бойынша сома;

i – 1-ден n-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

n – тәуліктің осы сағатында ЭЭТН ЕАО-ға теңгерімдеу аймағындағы теңгерімдеуші электр энергиясын сатқан көршілес ОА мемлекеттерінің саны;

– ЭЭТН ЕАО жүйелік операторға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатылған және тәуліктің осы сағаты үшін ОА шекарасындағы оң ауытқуға сәйкес келетін теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін i-ші баға, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты үшін ОА-мен шекарадағы оң ауытқудың i-ші мәні, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді)";

75 және 76-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"75. Жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін соманы ЭЭТН ЕАО мынадай формула бойынша есептейді:

мұнда:

– жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатып алынған және тәуліктің осы сағатына РФ-мен шекарадағы теріс ауытқуға сәйкес келетін теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін және осы Қағидаларға 7-қосымшаға сәйкес айқындалатын баға, теңгемен/кВт*сағ (мән дөңгелектенбейді);

– РФ-мен шекарадағы теріс ауытқудың мәні (модулі), кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– i бойынша сома;

i – 1-ден n-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

n – тәуліктің осы сағатында ЭЭТН ЕАО-ға теңгерімдеу аймағындағы теңгерімдеуші электр энергиясын сатып алған көршілес ОА мемлекеттерінің саны;

– жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға тәулік сағатына теңгерімдеу аймағында сатып алынған және тәуліктің осы сағатына ОА шекарасындағы теріс ауытқуға сәйкес келетін теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін i-ші баға, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты үшін ОА-мен шекарадағы теріс ауытқудың i-ші мәні (модулі), кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді).

76. Жүйелік оператор тиісті есеп айырысу кезеңі аяқталғаннан кейін күнтізбелік 15 (он бес) күннен кешіктірмей ЭЭТН ЕАО-ға субъектілердің өндіру-тұтынуының жоспарлы және нақты мәндері туралы деректері ұсынады.

Бұл ретте энергия беруші ұйымдар бойынша сағаттық деректер қызмет көрсетілетін желілер бойынша беру және өзге де қызмет түрлеріне электр энергиясын сатып алу кезінде электр энергиясының технологиялық шығынын жабу мақсатында электр энергиясын сатып алуға сағаттық деректерді бөле отырып ұсынылады.

Жүйелік оператор операциялық тәуліктен кейін күнтізбелік бір күн ішінде ЭЭТН ЕАО-ға электр энергиясын бақылау мен есепке алудың автоматтандырылған жүйесі (бұдан әрі – ЭЭБЕА АЖ) бар субъектілер бойынша өндіру-тұтыну деректерін ұсынады. Бұл ретте ЭЭБЕА АЖ деректері өзгерістер енгізуге және түзеуге жатпайды.

Теңгерімдеуші нарықта тиісті есептік кезең бойынша баға есептеулері аяқталғаннан кейін теңгерімдеуші нарық жүйесінде автоматты режимде бағалар мен теңгерімсіздіктерді (Қазақстан Республикасының шекарасындағы жоспардан тыс ағындардың көлемін, бағасын және құнын қоса алғанда) айқындауды толық ашып көрсете отырып, деректер қалыптастырылады, оларды ЭЭТН ЕАО жүктеп алады.

Бағалар мен теңгерімсіздіктерді (оның ішінде Қазақстан Республикасының шекарасындағы жоспардан тыс ағындардың көлемдерін, бағаларын және шығындарын қоса алғанда) анықтаудың толық бөлінуімен деректерді жүктеп алу нәтижесінде теңгерімдеуші нарық жүйесінің техникалық ақауы болған кезде теңгерімдеуші нарық жүйесі мүмкін емес, жүйелік оператор бес жұмыс күні ішінде теңгерімдеуші нарық жүйесін және сәйкес деректерді жүктеуді қалпына келтіруді қамтамасыз етеді.

Деректерді жүктеп алу бес жұмыс күнінен кейін қалпына келтірілмесе, жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға теңгерімдеуші нарық жүйесінде автоматты режимде есептелген бағалар мен теңгерімсіздіктерді (оның ішінде Қазақстан Республикасы шекарадағы жоспардан тыс ағындардың көлемдерін, бағаларын және шығындарын қоса алғанда) анықтаудың толық түсіндірмесі бар деректерді электрондық пошта арқылы ұсынады.".

79-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"79. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерін және теңгерімдеуші электр энергиясы нарығы субъектілерінің теңгерімсіздіктерін есептеу үшін теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығына жүйелік оператор ұсынатын деректер (бұдан әрі – бастапқы деректер) өткен есеп айырысу кезеңінің әрбір сағаты үшін мынадай ақпаратты қамтиды:

1) электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының әрбір субъектісінің және оның генерация-тұтыну объектілерінің нақты теңгерімдеу аймағында (нақты аймақтарында) нақты орналасуы туралы ақпарат;

2) электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерін генерациялау мен тұтынудың, оның ішінде осы субъектілерді генерация-тұтыну объектілері бойынша бөлудегі жоспарлы және нақты мәндері туралы ақпарат;

3) қолданыстағы теңгерімдеу аймақтары (жаңа уақытша және базалық) туралы ақпарат;

4) тиісті физикалық реттеу қорытындылары бойынша әрбір теңгерімдеу аймағында есептік кезеңнен өткен әрбір сағаттың бағыты туралы ақпарат;

5) жүйелік операторға жоғарылатып теңгерімдеуге қатысуға берген өтінімдер және төмендетіпт еңгерімдеуге қатысуға берген өтінімдер (осы өтінімдерге жүргізілген түзетулерді ескере отырып), теңгерімдеудің әрбір аймағы бойынша бөлу туралы ақпарат;

6) жүйелік операторға жоғарылатып теңгерімдеуге қатысуға берген өтінімдер және төмендетіп теңгерімдеуге қатысуға берген өтінімдер, теңгерімдеудің әрбір аймағы бойынша бөлу туралы ақпарат;

7) әрбір теңгерімдеу аймағының алынған теңгерімсіздіктері туралы ақпарат;

8) Ресей Федерациясымен шекарадағы ауытқулар және осы ауытқулардың бағалары туралы ақпарат, ҚР БЭЖ-мен шекарадағы электр энергиясының нақты сағаттық мемлекетаралық сальдосының ауытқуын өтеу үшін электр энергиясын сатып алу-сату шарттарына сәйкес жүйелік оператор мен Ресей Федерациясының тиісті шаруашылық жүргізуші субъектілері арасында жасалған жоспарлардан, ҚР БЭЖ-нің Солтүстік және батыс аймақтары бойынша бөліністе, осы Қағидалардың 7-қосымшасында көрсетілген формулаларда пайдаланылатын барлық құрамдас бөліктердің толық жазылуы бар ақпарат;

9) Орталық Азияның жүйелік операторы мен шаруашылық жүргізуші субъектілері арасында жасалған электр энергиясының жоспардан тыс ағындарын реттеу үшін электр энергиясын сатуға арналған шарттарда көрсетілген электр энергиясын сатуға арналған бағалардың ең азы және жоспардан тыс ағындарды реттеу үшін электр энергиясын сатып алуға арналған шарттарда көрсетілген электр энергиясын сатып алуға арналған бағалардың ең азы ОА-мен шекарадағы ауытқулар туралы ақпарат (жүйелік оператордың ЭКЕАЖ деректері бойынша) электр энергиясын, жүйелік оператор мен Орталық Азияның шаруашылық жүргізуші субъектілері арасында жасалған (бұл ақпарат сондай-ақ өткен есептік кезеңде (күнтізбелік айда) тұтастай ұсынылады);

10) ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің ауытқулары туралы ақпаратты қамтиды;

11) "Авария" режиміндегі субъектілердің атына жүйелік оператор берген командалар туралы ақпарат.".

87 және 88-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"87. ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін энергия өндіруші ұйымдар ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған өзінің барлық теріс теңгерімсіздіктерін ТН ЭЭТН ЕАО-ға мынадай тәртіппен анықталған баға бойынша сатады:

, мұнда:

- ЖҚАР туындаған теріс теңгерімсіздік субъектісінің сату бағасы, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

- теңгерімдеуші электр энергиясының шекті тарифі теңгемен/кВт*сағ, жүзден біріне дейін дөңгелектенеді;

– теңгерімдеуші аймақта берілген сағатта теріс теңгерімсіздік жасаған энергия өндіруші ұйымның шекті тарифі, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

m, l – өлшемсіз коэффициент, мынадай мәндерді қабылдайды:

m=1 егер есептелгенге дейін екі сағат ішінде осы субъект ЖҚАР туындаған теріс теңгерімсіздікке жол бермесе;

m=0 егер есептелгенге дейін екі сағат ішінде осы субъект ЖҚАР туындаған теріс теңгерімсіздікке жол берсе;

l=0 егер есептеу деректерінің алдындағы екі сағат ішінде субъект ЖҚАР туындаған теріс теңгерімсіздікке жол бермесе;

l=1, егер есептеу деректерінің алдындағы алдыңғы екі сағатта субъект ЖҚАР туындаған теріс теңгерімсіздікке жол берсе.

ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін энергия өндіруші ұйымдар ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған өзінің барлық оң теңгерімсіздіктерін 0,01 теңге/кВт*сағатқа тең баға бойынша теңгерімдеуші электр энергиясын ЭЭТН ЕАО-нан сатып алу арқылы жабады.

88. Энергия беруші ұйымдар өздерінің барлық теріс теңгерімсіздіктерін ЭЭТН ЕАО-ға мына формула бойынша сатады:

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теріс теңгерімсіздіктердің ЭЭТН ЕАО-ның сатып алу бағасы теңгерімдеу аймағында тәуліктің сағатына, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің берілген сағатындағы бірыңғай сатып алушының болжамды базалық бағасы, теңгемен/кВт*сағ;

– өлшемсіз коэффициент, мынадай мәндерді қабылдайды:

– теңгерімдеу аймағында энергия беруші ұйым жасаған теріс теңгерімсіздіктің көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– осы теңгерімдеу аймағында орналасқан генерация-тұтыну объектілеріне сәйкес келетін операциялық тәуліктің осы сағаты үшін энергия беруші ұйымның кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді) генерация-тұтынудың жоспарлы сальдосы;

Энергия беруші ұйымдар өздерінің барлық оң теңгерімсіздіктерін теңгерімдеуші электр энергиясын ЭЭТН ЕАО-нан сатып алу арқылы мына формуланы пайдалана отырып жабады:

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, оң теңгерімсіздіктерді ЭЭТН ЕАО сату бағасы теңгерімдеу аймағында тәуліктің сағатына, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағатындағы бірыңғай сатып алушының болжамды базалық бағасы, теңгемен/кВт*сағ;

– өлшемсіз коэффициент, мына мәндерді қабылдайды:

– теңгерімдеу аймағында энергия беруші ұйым жасаған оң теңгерімсіздіктің көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

Өзінің барлық теріс теңгерімсіздіктерін ЭЭТН ЕАО-ға сататын және бірыңғай сатып алушының болжамды базалық бағасы бойынша сәйкес көлемде өзінің барлық оң теңгерімсіздіктерін ЭЭТН ЕАО-дан теңгерімдеуші электр энергиясын сатып алу көмегімен жабатын жүйелік оператор үшін өлшемсіз k коэффициентінің мағынасы бірге тең.";

мынадай мазмұндағы 88-1-тармақпен толықтырылсын:

"88-1. Теңгерімдеу аймағында тәуліктің осы сағатында пайда болатын энергия беруші ұйымдардың кірісі, мына формула бойынша анықталады:

– теңгерімдеу аймағында тәулік сағатына сатып алынған және тәуліктің осы сағатына ЭЭТН ЕАО энергия беруші ұйымға төлейтін сома, теңге (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында энергия беруші ұйымның теріс теңгерімсіздігі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында тәуліктің сағатына осы Қағидалардың 88-тармағына сәйкес теріс теңгерімсіздіктерді ТН ЭЭТН ЕАО-нын сатып алу бағасы.

Теңгерімдеу аймағында тәуліктің осы сағатына туындаған энергия беруші ұйымдардың шығындары мына формула бойынша анықталады:

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында тәулік сағатына энергия беруші ұйым оң теңгерімсіздік үшін ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін сома, теңге (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында энергия беруші ұйым жасаған оң теңгерімсіздіктің көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында тәуліктің сағатына ЭЭТН ЕАО оң теңгерімсіздіктерін сату бағасы, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді).";

90-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"90. Жоғарылатуға бір сағат ретінде айқындалған тәуліктің бір сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, ЭЭТН ЕАО субъектіден теріс теңгерімсіздікті сатып алатын баға мына формула бойынша есептеледі:

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, тәуліктің бір сағатында теңгерімдеу аймағында, жоғарылатуға бір сағат ретінде айқындалған, ТН ЭЭТН ЕАО теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу бағасы, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімсіздіктерді сату бағасы, мына тәртіппен анықталады:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар субъектімен жауапкершілікті беру шартын жасасқан, уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын өткізудің шекті тарифі бар субъекті үшін – осы энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын сатудың бекітілген тарифіне теңестіріледі, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

2) энергия беруші ұйымдарды қоспағанда, барлық басқа субъектілер үшін бірыңғай сатып алушының болжамды базалық бағасына теңестіріледіаймағ, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– өлшемсіз коэффициент, мына мәндерді қабылдайды:

– теңгерімдеу аймағында төмендеу сағатында теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру шартын жасасқан субъектіні қоса алғанда, оң немесе теріс теңгерімсіздіктің көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– теңгерім аймағындағы жоғарылату сағатында айқындалған реттеуші теңгерімсіздік көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– осы теңгерімдеу аймағында орналасқан генерация-тұтыну объектілеріне сәйкес келетін операциялық тәуліктің осы сағаты үшін субъектінің генерация-тұтынуының жоспарлы сальдосы, кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді).

Теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру туралы шарт жасаспаған және теріс теңгерімсіздік жасаған, табиғат қорғаудың су өткізу графигіне сәйкес табиғат қорғаудың су өткізу кезеңінде электр энергиясын өндіретін гидроэлектр станциясы құрамына кіретін субъекті үшін, k=1.

Осы тармақ энергия беруші ұйымдардың теңгерімсіздігіне (теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру туралы шарт жасасқан энергия беруші ұйымдарды қоспағанда), сондай-ақ субъектілердің реттеуші теңгерімсіздіктеріне қолданылмайды.

Жаңартылатын энергия көздерін пайдаланатын, бірыңғай сатып алушы және (немесе) қаржы-есеп айырысу орталығымен электр энергиясын сатып алу-сату бойынша ұзақ мерзімді шарттар мен жауапкершілікті беру шарттарын (бұдан әрі – бірыңғай сатып алушының теңгерімсіздігі) жасасқан энергия өндіруші ұйымдардың объектілері жасаған оң және теріс теңгерімсіздіктердің алгебралық қосындысы нәтижесінде қалыптасқан, осы тармаққа сәйкес есептелген теңгерімсіздікті сату бағасы осы Қағидалардың 98-3-тармағын ескере отырып түзетіледі.";

90-1 және 90-2-тармақтар алынып тасталсын;

91-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"91. ЭЭТН ЕАО субъектіге реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін соманы ЭЭТН ЕАО мына формула бойынша есептейді:

– ЭЭТН ЕАО субъектіге реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәуліктің осы сағатында теріс теңгерімсіздіктерді ЭЭТН ЕАО-ның сатып алу бағасы, осы Қағидалардың 90-тармағына сәйкес есептелген, кВт*сағ/теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәуліктің осы сағатында субъект жасаған теріс теңгерімсіздіктің мәні (модулі), кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді).

Осы тармақ теңгерімсіздіктерді реттейтін энергия беруші ұйымдарға (теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру туралы шарт жасасқан энергия беруші ұйымдарды қоспағанда) қолданылмайды.

Осы тармаққа сәйкес есептелген бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздіктерін сату құны осы Қағидалардың 98-3-тармағын ескере отырып түзетіледі.";

91-1-тармақ алынып тасталсын;

92-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"92. Субъект ЭЭТН ЕАО-ға реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәулік сағатында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін бағаны ЭЭТН ЕАО мынадай формула бойынша есептейді:

мұнда:

– субъект ЭЭТН ЕАО-ға реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәулік сағатында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін баға, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– i бойынша сома;

і – 1-ден n-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

n – тәуліктің осы сағатында ЭЭТН ЕАО-ға теңгерімдеу аймағындағы теңгерімдеуші электр энергиясын сатқан субъектілер саны;

– ЭЭТН ЕАО i-ші субъектіге тәуліктің осы сағаты ішінде теңгерімдеу аймағында сатылған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– ЭЭТН ЕАО жүйелік операторға тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) төлейтін сома, теңгемен (егер осы сағат ішінде жүйелік оператор теңгерімдеуші электр энергиясын сатпаса, нөлге теңестіріледі);

– өлшемсіз коэффициент, мынадай мәндерді қабылдайды:

= 3, егер қаралып отырған сағат Қазақстан Республикасы мен Ресей Федерациясының электр энергетикалық жүйелерінің қатарлас жұмыс істеуі туралы шартқа сәйкес бақыланбайтын болса;

= 1, егер қаралып отырған сағат Қазақстан Республикасы мен Ресей Федерациясының электр энергетикалық жүйелерінің қатарлас жұмыс істеуі туралы шартқа сәйкес бақылау сағаты болып табылса;

– жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) төлейтін сома, теңгемен (егер осы сағат ішінде жүйелік оператор теріс теңгерімсіздікті сатып алмаса, нөлге теңестіріледі);

– s бойынша сома;

s – 1-ден бастап r -ге дейін реттік нөмір;

r – теріс теңгерімсіздік жасаған субъектілер саны;

– ЭЭТН ЕАО s-ші субъектіге осы Қағидалардың 91-тармағына сәйкес реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында жоғарылату сағаты ретінде айқындалған тәулік сағатында сатып алынған теріс теңгерімсіздіктер үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– осы Қағидаларға 8-қосымшаға сәйкес тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында ЭЭТН ЕАО-ның туындаған шығындары (кірістері) (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді), теңгемен (оң және теріс мәндерді де қабылдай алады);

– осы сағатта теңгерімдеу аймағында субъектілер жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің қосындысы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– басқа субъектілерімен жауапкершілік беру шартын жасасқан энергия беруші ұйымдар жасаған оң теңгерімсіздіктерді қоспағанда, осы сағатта энергия беруші ұйымдар теңгерімдеу аймағында жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің қосындысы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– осы сағатта теңгерімдеу аймағында осы ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін субъектілердің барлық оң теңгерімсіздіктерінің қосындысы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– "Авария" режимі кезінде осы сағат ішінде теңгерімдеу аймағында жүйелік оператордың командаларын орындаған субъектілер жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің қосындысы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімсіздіктерді сатып алу бағасы, ол мынадай тәртіппен анықталады:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар субъекті үшін, сондай-ақ уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар субъектімен жауапкершілікті беру шартын жасасқан теңгерім провайдері үшін – осы энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын сатудың бекітілген тарифіне теңестіріледі, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

2) энергия беруші ұйымдарды қоспағанда, барлық басқа субъектілер үшін бірыңғай сатып алушының болжамды базалық бағасына теңестіріледі, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

m, n – өлшемсіз коэффициенттер, мына мәндерді қабылдайды:

Егер

мәні теріс болса немесе

мәні нөлге тең болса, бұл мән 0,01 теңге/ кВт*сағ теңестіріледі.

осы гидроэлектр станциясының шекті тарифіне теңестіріледі.";

94-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"94. Субъект реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, төмендеу сағаты ретінде анықталған тәуліктің бір сағатына теңгерімдеу аймағында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін (оң теңгерімсіздікті жабу үшін) ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін бағаны ЭЭТН ЕАО мынадай формула бойынша есептейді:

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, төмендеу сағаты ретінде айқындалған тәуліктің бір сағатына теңгерімдеу аймағында сатып алынған субъектінің теңгерімдеуші электр энергиясын сатып алу бағасы (оң теңгерімсіздікті жабу үшін), теңге/ кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімсіздіктерді сатып алу бағасы, ол мына тәртіппен анықталады:

– өлшемсіз коэффициент, мына мәндерді қабылдайды:

– теңгерімдеу аймағында төмендеу сағатта теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру туралы шарт жасасқан субъектіні қоса алғанда, оң немесе теріс теңгерімсіздіктің көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– теңгерім аймағындағы төмендеу сағатындағы реттеуші теңгерімсіздік көлемі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– осы теңгерімдеу аймағында орналасқан генерация-тұтыну объектілеріне сәйкес келетін операциялық тәуліктің осы сағаты үшін субъектінің генерация-тұтынудың жоспарлы сальдосы, кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді).

94-1 және 94-2-тармақтар алынып тасталсын;

95-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"95. Субъект реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендету сағаты ретінде анықталған тәулік сағатында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін (оң теңгерімсіздікті жабу үшін) ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін соманы ЭЭТН ЕАО мына формула бойынща есептейді:

– субъект реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендету сағаты ретінде анықталған тәулік сағатында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін (оң теңгерімсіздікті жабу үшін) төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– субъект реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендету сағаты ретінде анықталған тәулік сағатында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін (оң теңгерімсіздікті жабу үшін), осы Қағидалардың 94-тармағына сәйкес есептелген төлейтін баға, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендеу сағаты ретінде айқындалған тәулік сағатында субъект жасаған оң теңгерімсіздіктің мәні (модулі), кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді).

Осы тармақ энергия беруші ұйымдарға (теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру туралы шарт жасасқан энергия беруші ұйымдарды қоспағанда) және реттеуші теңгерімсіздік құнына қолданылмайды.";

95-1-тармақ алынып тасталсын;

96-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"96. ЭЭТН ЕАО субъектіден реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендету сағаты ретінде айқындалған тәулік сағатында сатылған теріс теңгерімсіздігін сатып алатын бағаны ЭЭТН ЕАО мынадай формула бойынша есептейді:

мұнда:

– ЭЭТН ЕАО субъектіден реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендету сағаты ретінде айқындалған тәулік сағатына сатылған теріс теңгерімсіздікті сатып алатын баға, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– i-субъектісі ЭЭТН ЕАО-ға тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

i бойынша сома;

i- 1-ден n-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

n - тәуліктің осы сағатында ЭЭТН ЕАО-нан теңгерімдеу аймағындағы теріс теңгерімсіздіктерді сатып алған субъектілер саны;

–жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға тәуліктің осы сағатында сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) төлейтін сома, теңгемен (егер осы сағат ішінде жүйелік оператор теріс теңгерімсіздікті сатып алмаса, нөлге теңестіріледі);

– s бойынша сома;

s – 1-ден бастап r-ге дейін реттік нөмір;

r – оң теңгерімсіздік жасаған субъектілер саны;

– s-ші субъект осы Қағидалардың 95-тармағына сәйкес ЭЭТН ЕАО-ға реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында төмендетуге арналған сағат ретінде айқындалған тәулік сағатына сатып алынған оң теңгерімсіздік үшін төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– осы Қағидаларға 8-қосымшаға сәйкес тәуліктің осы сағатында ЭЭТН ЕАО-ның туындаған шығындары (кірістері), теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) (оң және теріс мәндерді де қабылдай алады);

– осы сағатта теңгерімдеу аймағында субъектілер жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктер қосындысының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– басқа субъектілерімен жауапкершілік беру шартын жасасқан энергия беруші ұйымдар жасаған теріс теңгерімсіздіктерді қоспағанда, осы сағатта энергия беруші ұйымдар теңгерімдеу аймағында жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктер қосындысының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– осы сағаттағы теңгерімдеу аймағында осы ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің барлық теріс теңгерімсіздіктер қосындысының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– "Авария" режимі кезінде осы сағат ішінде теңгерімдеу аймағында жүйелік оператордың командаларын орындаған субъектілер жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктердің қосындысының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімдеу аймағында осы сағат ішінде генерацияны арттыру туралы жүйелік оператордың диспетчерлік командаларын орындаған энергия өндіруші ұйымдардың барлық теріс теңгерімсіздіктерінің қосындысының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді).

– теңгерімсіздіктерді сатып алу бағасы, ол мына тәртіппен анықталады:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар және (немесе) оның құрамында осындай субъекті бар субъектілер үшін, сондай-ақ уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар энергия өндіруші ұйым болып табылатын немесе уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар энергия өндіруші ұйыммен жауапкершілікті беру шартын жасасқан теңгерім провайдері үшін – осы субъектінің электр энергиясын сатудың бекітілген тарифіне теңестіріледі, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

m, n – өлшемсіз коэффициенттер, мына мәндерді қабылдайды:

Егер мән теріс немесе нөлге тең болса,

0,01 мәніне теңестіріледі, теңге/кВт*сағ.

Осы тармаққа сәйкес есептелген бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздігінің сату бағасы осы Қағидалардың 98-3-тармағын ескере отырып түзетіледі.

2024 жылғы 31 желтоқсанға дейін

өзгерілетін шама мәні нөлге теңестіріледі.

осы гидроэлектр станциясының шекті тарифіне теңестіріледі.";

98-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"98. Субъект реттелмейтін сағат ретінде айқындалатын тәуліктің бір сағаты үшін теңгерімдеуші аймақта ЭЭТН ЕАО-мен теңгерімсіздіктерді (реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда) сатып алу-сату операцияларын жүзеге асыратын бағаны ЭЭТН ЕАО мына формуланы пайдалана отырып есептейді:

– теңгерімдеу аймағында реттеусіз бір сағаттағы субъектілердің теңгерімсіздіктерін сатып алу-сату бағасы, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату бағасын анықтау үшін пайдаланылатын субъектінің өзіндік бағасы, ол мына ретпен анықталады:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар теңгерімдеуші нарық субъектісі үшін, сондай-ақ уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар ЭЭТН субъектісімен жауапкершілікті беру шартын жасасқан теңгерім провайдері үшін – осы энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын сатудың бекітілген шекті тарифіне теңестіріледі, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

2) энергия беруші ұйымдарды қоспағанда, электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының барлық басқа субъектілері үшін электр энергиясын бірыңғай сатып алушының болжамды базалық бағасына теңестіріледі, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– өлшемсіз коэффициент, мынадай формула арқылы есептеледі:

– ЭЭТН ЕАО-ның реттеусіз бір сағаттағы кірістері мен шығыстарының орташа арифметикалық мәні, теңгемен, мына формула бойынша есептелген:

мұнда:

n бойынша сома;

і – 1-ден n-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

n – реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, теңгерімдеу аймағында белгілі бір сағат ішінде теріс теңгерімсіздік жасаған энергия беруші ұйымдарды қоспағанда, теңгерімдеуші электр энергиясы нарығы субъектілерінің саны;

– теңгерімдеу аймағында i-ші субъектінің (энергия беруші ұйымдарды қоспағанда) осы сағат ішінде жасаған теріс теңгерімсіздік модулі (реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда), кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– i-ші субъектінің теріс теңгерімсіздіктерін сату бағасы, мына тәртіппен айқындалады:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар теңгерімдеуші нарық субъектісі үшін, сондай-ақ уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар ЭЭТН субъектісімен жауапкершілікті беру шартын жасасқан теңгерім провайдері үшін – осы энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын сатудың бекітілген тарифіне теңестіріледі, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

m бойынша сома;

– 1-ден m-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

m – энергия беруші ұйымдарды қоспағанда, оң теңгерімсіздікке жол берген электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің, реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, берілген сағат ішінде теңгерімдеу аймағындағы электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектілерінің саны;

субъектінің (энергия беруші ұйымдардан басқа) теңгерімдеу аймағында осы сағат ішінде жасаған оң теңгерімсіздік (реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда), кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

субъектінің оң теңгерімсіздіктерін жабу үшін теңгерімдеуші электр энергиясын сатып алу бағасы, мынадай тәртіппен айқындалатын:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар теңгерімдеуші нарық субъектісі үшін, сондай-ақ уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар ЭЭТН субъектісімен жауапкершілікті беру шартын жасасқан теңгерім провайдері үшін – осы энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын сатудың бекітілген тарифіне теңестіріледі, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– ЭЭТН ЕАО теңгерімдеу аймағында тәулік сағатында сатылған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін жүйелік операторға төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімдеу аймағында бір тәулікте сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін жүйелік оператор ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– осы Қағидаларға 8-қосымшаға сәйкес ЭЭТН ЕАО-ның тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында туынған шығындары (кірістері) (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді), теңгемен (оң және теріс мәндерді қабылдайды);

– өлшемсіз коэффициенттер, мынадай мәндерді қабылдайды:

кезінде j=0, z=1,

кезінде j=1, z=0,

– өлшемсіз коэффициент, мынадай мәндерді қабылдайды:

теріс теңгерімсіздік жасаған субъектілер үшін (реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда):

кезінде m=1,

кезінде m=-1,

оң теңгерімсіздік жасаған субъектілер үшін (реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда):

кезінде m=-1,

кезінде m=1.

Осы тармақ энергия беруші ұйымдардың теңгерімсіздіктері мен реттеуші теңгерімсіздіктерінің бағасын есептеуге қолданылмайды.

Осы тармаққа сәйкес есептелген бірыңғай сатып алушының теңгерімсіздік бағасы осы Қағидалардың 98-3-тармағын ескере отырып түзетіледі.";

98-1-тармақ алынып тасталсын;

98-2 және 98-3-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"98-2. "Авария" режимі жарияланған теңгерімдеу сағатында ЭЭТН ЕАО мен жүйелік оператордың өкімдерін орындайтын субъектілер арасындағы теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату бойынша операциялар мынадай формула бойынша жүзеге асырылады:

– бұл субъект "Авария" режимінде жүйелік оператордың өкімдерін орындау кезінде ЭЭТН ЕАО-дан электр энергиясын сатып алу-сату бойынша операцияларды жүзеге асыратын баға, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімсіздіктерді сатып алу бағасы, ол мына тәртіппен анықталады:

1) уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатудың шекті тарифі бар субъекті үшін – осы энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын сатудың бекітілген тарифіне теңестіріледі, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– өлшемсіз коэффициент, ол мынаған теңестіріледі:

0,7 – субъект оң теңгерімсіздік жасағанда (ЖҚАР әсерінен туындамаған);

1.3 – субъект теріс теңгерімсіздік жасағанда (ЖҚАР әсерінен туындамаған).

Осы тармақ "Авария" режимінде жүйелік оператордың өкімін орындаған, бірыңғай сатып алушымен және (немесе) қаржы-есеп айырысу орталығымен жасалған электр энергиясын ұзақ мерзімді сатып алу-сату шарты және бірыңғай сатып алушымен жауапкершілікті беру шарты бар жаңартылатын энергия көздерін пайдаланатын энергия өндіруші ұйымдар объектілерінің теңгерімсіздіктерінің бағасына қолданылмайды.

"Авария" режимі жарияланған теңгерімдеу сағатында ЭЭТН ЕАО мен жүйелік оператордың өкімдерін орындаған субъектілер арасындағы теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату сомасы мына формула бойынша жүргізіледі:

– "Авария" режимінде жүйелік оператордың өкімдерін орындау кезінде субъектінің тәуліктің белгілі осы сағатында теңгерімдеу аймағында туындайтын шығындары (кірістері), теңгемен (жүздікке дейін дөңгелектенеді);

– ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздікті қоспағанда, "Авария" режимінде жүйелік оператордың өкімдерін орындау кезіндегі теңгерімсіздік, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– субъект осы тармақтың бірінші бөлігіне сәйкес "Авария" режимінде жүйелік оператордың өкімдерін орындау кезінде ЭЭТН ЕАО-дан электр энергиясын сатып алу-сату бойынша операцияларды жүзеге асыратын баға, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді).

98-3. Егер Қазақстан Республикасының Үкiметiмен өнiмдi бөлу туралы шарт (келiсiм) жасасқан субъектiлердiң кiрiстерi мен шығыстарын, осы сағаттағы теңгерiмдеу аймағындағы ЭЭТН ЕАО-ның операциялық шығындарын, сомаларды дөңгелектеу және теріс (нөлдік) бағаларды қоспағанда, осы Қағидалардың 92 және 96-тармақтарына сәйкес жүргізілген есептеулердің нәтижелері бойынша ЭЭТН ЕАО-да теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан түскен кірістер мен шығыстар арасындағы оң айырма қалыптасса онда бұл оң айырмашылық сағат бағытына қарамастан бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздіктері арасында бөлінеді.

Бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздіктерін сатудың түзетілген сомасы мына формула бойынша анықталады:

– бірыңғай сатып алушының ЭЭТН ЕАО-ға, теңгерiмдеу аймағында есептік кезең сағатына теріс теңгерімсіздікті сатудан түскен кірісінің түзетілген сомасы, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– осы тармақтың бірінші бөлігіне сәйкес айқындалатын есепті кезеңдегі ЭЭТН ЕАО-нын кірістері мен шығыстарының оң айырмасының сомасы, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– барлық теңгерімдеу аймақтарындағы есептік кезең үшін бірыңғай сатып алушының (модуль бойынша) теріс теңгерімсіздіктерінің сомасы, кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді);

– теңгерімдеу аймағындағы есеп айырысу кезеңіндегі бір сағаттағы бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздігі, кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді);

– осы Қағидалардың 91 және 97-тармақтарына сәйкес есептелетін бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздігін сатудан түсетін кірістер сомасы.

Бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздігі үшін бағалар мынадай формулаға сәйкес өзгертілуге тиіс:

– бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздігі үшін түзетілген баға, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді).

Есеп айырысу кезеңінде бірыңғай сатып алушының теріс теңгерімсіздігі болмаған кезде осы тармақтың бірінші бөлігінде көрсетілген ЭЭТН ЕАО кірістері мен шығыстары арасындағы оң айырма келесі есеп айырысу кезеңінде бөлінетін болады.";

мынадай мазмұндағы 98-4-тармақпен толықтырылсын:

"98-4. Жүйелік оператордың генерацияны арттыруға диспетчерлік командасын орындаған энергия өндіруші ұйымдар өздерінің барлық теріс теңгерімсіздіктерін (ЖҚАР әсерінен туындамаған ) сатады, мынадай формулалар бойынша сатады:

– жүйелік оператордың генерацияны арттыруға диспетчерлік командасын орындаған энергия өндіруші ұйымның теңгерімдеу аймағында, есептік кезең сағаты үшін кіріс сомасы, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– есеп айырысу кезеңінің сағаты ішінде теңгерімдеу аймағында жүйелік оператордың генерацияны арттыруға диспетчерлік командасын орындаған энергия өндіруші ұйымның теріс теңгерімсіздігі, кВт*сағ;

– осы энергия өндіруші ұйымның уәкілетті орган бекіткен электр энергиясын сатуға арналған шекті тарифі, теңгемен/кВт * сағ;

Осы тармақ бірыңғай сатып алушымен және (немесе) қаржы-есеп айырысу орталығымен жасалған электр энергиясын сатып алу-сатудың ұзақ мерзімді шарты және жүйелік оператордың генерацияны арттыруға диспетчерлік командасын орындау нәтижесінде жасалған бірыңғай сатып алушымен жауапкершілікті беру шарты бар жаңартылатын энергия көздерін пайдаланатын энергия өндіруші ұйымдардың теңгерімсіздіктеріне қолданылмайды.";

99, 100 және 101-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"99. Тәулік сағатына

теңгерімдеу аймағында пайда болған ЭЭТН ЕАО шығындары (кірістері) мынадай формула бойынша есептеледі:

– басқа субъектілермен жауапкершілік беру шартын жасасқан энергия беруші ұйымдар жасаған теңгерімсіздіктерді қоспағанда, тәуліктің осы сағаты үшін теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және энергия беруші ұйымдардан теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО-нын шығындары (кірістері), теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты үшін ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін субъектілерден теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО шығындары (кірістері), теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты үшін теңгерімдеу аймағында Қазақстан Республикасының Үкіметімен өнімді бөлу туралы шарт (келісім) жасасқан субъектілерден теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО кірістері, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты үшін теңгерімдеу аймағында теңгерімдеуші нарықта есеп айырысуды ұйымдастыру және жүргізу жөніндегі қызметтен ЭЭТН ЕАО-нын кірістері, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты үшін теңгерімдеу аймағында "Авария" режимі кезінде жүйелік оператордың командаларын орындаған субъектілерден теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО кірістері (шығындары), теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– тәуліктің осы сағаты ішінде теңгерімдеу аймағында жүйелік оператордың генерацияны арттыруға арналған диспетчерлік командаларын орындаған субъектілерден және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО кірістері (шығындары), теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді).

2024 жылғы 31 желтоқсанға дейін

өзгерілетін шама мәні нөлге теңестіріледі.

ЭЭТН ЕАО

мәндерін осы Қағидаларға 8-қосымшаға сәйкес есептейді.

100. Есептік кезеңдегі (күнтізбелік айдағы) субъектінің теңгерімдеуші электр энергиясы үшін ЭЭТН ЕАО-ға төлеген төлемінің жиынтық көлемі және осы кезеңдегі теңгерімдеу аймағында одан сатып алынған теріс теңгерімсіздіктерді ЭЭТН ЕАО мынадай формула бойынша есептейді:

– есептік кезеңдегі (күнтізбелік айдағы) субъектінің теңгерімдеуші электр энергиясы және осы кезеңдегі теңгерімдеу аймағында одан сатып алынған теріс теңгерімсіздіктер үшін ЭЭТН ЕАО-ға төлеген төлемінің жиынтық көлемі, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– есептік кезең (күнтізбелік ай) үшін теңгерімдеу аймағында сатып алынған теңгерімдеуші электр энергиясы (ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындамаған оң теңгерімсіздіктерге байланысты) үшін субъект ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– есептік кезең (күнтізбелік ай) үшін теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздіктер үшін ЭЭТН ЕАО-ға субъект төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– есеп айырысу кезеңіндегі (күнтізбелік ай) теңгерімдеу аймағында осы ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған оң теңгерімсіздіктер үшін ЖҚАР жүйесінің бақылауымен жұмыс істейтін субъектінің ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін сомасы (жүздікке дейін дөңгелектенеді), (егер субъект ЖҚАР жүйесінің бақылауында жұмыс істемесе, нөлге тең);

– есеп айырысу кезеңіне (күнтізбелік айға) теңгерімдеу аймағында "Авария" режимінде жүйелік оператордың командаларын орындау нәтижесінде жіберілген оң теңгерімсіздіктер үшін субъектінің ЭЭТН ЕАО -ға төлейтін сомасы (жүздікке дейін дөңгелектенеді), теңгемен (егер субъект "Авария " режимінде жүйелік оператор командаларын орындау нәтижесінде оң теңгерімсіздікке өндірмеген жағдайда нөлге теңеледі).

101. Есептік кезең ішінде (күнтізбелік ай) теңгерімдеу аймағында субъектіден сатып алған теңгерімдеуші электр энергиясы және теріс теңгерімсіздіктер үшін субъектіге осы кезең үшін төлейтін төлемінің жиынтық көлемін ЭЭТН ЕАО мына формула бойынша есептейді:

– есептік кезең үшін жиынтық (күнтізбелік ай) кезеңдегі теңгерімдеуші электр энергиясы және теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздіктер үшін субъектінің атына ЭЭТН ЕАО-ның төлем көлемі, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– ЭЭТН ЕАО есептік кезең (күнтізбелік ай) ішінде теңгерімдеу аймағында сатылған теріс теңгерімсіздіктер (ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындамаған) үшін субъектіге төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– ЭЭТН ЕАО есептік кезең (күнтізбелік ай) ішінде теңгерімдеу аймағында сатылған теңгерімдеуші электр энергиясы үшін субъектіге төленетін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– есептік кезеңдегі (күнтізбелік айдағы) теңгерімдеу аймағында ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теріс теңгерімсіздіктер үшін ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін субъектіге төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) (егер субъект ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істемесе, нөлге теңестіріледі);

– Жүйелік оператордың генерацияны арттыруға берілген диспетчерлік командаларын орындау нәтижесінде жасалған теріс теңгерімсіздіктер үшін теңгерімдеу аймағында есептік кезеңде (күнтізбелік ай) ЭЭТН ЕАО субъектіге төлейтін сомасы, теңгемен (егер субъект жүйелік оператордың генерацияны арттыруүшін берілген диспетчерлік командаларын орындау нәтижесінде теріс теңгерімсіздіктер жасамаған болса, нөлге теңестіріледі ).

– есептік кезеңдегі (күнтізбелік айдағы) теңгерімдеу аймағында "Авария" режимінде Жүйелік оператордың командаларын орындау нәтижесінде жасалған теріс теңгерімсіздіктер үшін ЭЭТН ЕАО субъектіге төлейтін сома, теңгемен (егер субъект, Жүйелік оператордың командаларын "Авария" режимінде орындау нәтижесінде теріс теңгерімсіздіктер жасамаса нөлге теңестіріледі).

2024 жылғы 31 желтоқсанға дейін

өзгерілетін шама мәні нөлге теңестіріледі.";

122-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"122. Субъектілер Заңның 15-10-бабының 2-тармағына сәйкес ЭЭТН ЕАО -мен жасалған теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату шартына бір мезгілде тиісті өзгерістер енгізе отырып, азаматтық заңнамаға сәйкес және бір күнтізбелік айдан кем емес жарамдылық мерзімімен жасалатын жауапкершілікті беру шарты бойынша теңгерімдеудің бір аймағы шеңберінде теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату үшін жауапкершілікті теңгерім провайдеріне береді.

Жауапкершілікті беру шарты жасалған, өзгертілген немесе бұзылған кезде ЭЭТН ЕАО-мен жасалған теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату шартына өзгерістер енгізу субъект ЭЭТН ЕАО-ға жүгінген айдан кейінгі айдың бірінші күнінен бастап жүргізіледі.

Бұл ретте теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату үшін жауапкершілікті теңгерім провайдеріне тапсырушы субъект жауапкершілікті беру шартын жасасу, өзгерту немесе бұзу жөніндегі хабарламамен ЭЭТН ЕАО-ға айдың 25-күнінен кешіктірмей өтініш білдіреді.

Атаулы қолдау алушы электр энергиясының теңгерімдеуші нарығындағы теңгерім провайдері болып табылмайды және теңгерімсіздіктерді қаржылық реттеу үшін жауапкершілікті теңгерім провайдеріне бермейді.";

124-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"124. Теңгерім провайдерімен жауапкершілік беру шартын жасасқан субъектілер осы шарттың қолданылу барысында теңгерімсіздіктерге жол берген кезде ЭЭТН ЕАО-мен теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату жөніндегі тиісті операцияларды жүзеге асырмайды.

Теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сату жөніндегі операцияларды, оның ішінде осы Қағидаларға сәйкес өзара есеп айырысуларды жүзеге асыруды осы сағат ішінде субъектінің теңгерімдеу аймағында тәулік ішінде жасаған реттеуші теңгерімсіздіктер үшін өзара есеп айырысуларды жүзеге асырудан басқа, субъектінің теңгерімсіздіктерін қаржылық реттеу үшін жауапкершілікті қабылдаған теңгерім провайдері жүзеге асырады.";

129-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"129. Теңгерім провайдерлері ЭЭТН ЕАО қалыптастыратын, ЭЭТН ЕАО интернет-ресурсында жарияланатын провайдерлер тізбесіне енгізіледі.

Субъект бір теңгерім аймағы шеңберінде бір теңгерім провайдерімен жауапкершілікті беру шарттарын жасасады. Бұл ретте өз құрамында жаңартылатын энергия көздерін пайдаланатын және бірыңғай сатып алушымен және (немесе) қаржы-есеп айырысу орталығымен электр энергиясын сатып алу-сату ұзақ мерзімді шарты бар энергия өндіруші ұйымдардың объектілері бар субъектілер осы объект бойынша бірыңғай сатып алушымен жауапкершілік беру шартын жасасады.

ЭЭТН ЕАО теңгерім провайдерін мынадай өлшемшарттарға сәйкес келген кезде провайдерлер тізбесіне енгізеді:

1) энергия өндіруші ұйым болып табылатын субъект басқа энергия өндіруші ұйымның электр энергиясын өндіру-тұтыну теңгерімсіздігін қаржылық реттеу үшін жауапты қабылдамайды;

2) электр энергиясын бірыңғай сатып алушымен және қаржы-есеп айырысу орталығымен жасалған электр энергиясын сатып алу-сату ұзақ мерзімді шарты бар жаңартылатын энергия көздерін пайдаланатын энергия өндіруші ұйымдарды қоспағанда, екі және одан да көп энергия өндіруші ұйым электр энергиясын өндіру-тұтынудың өзіндік теңгерімсіздіктерін қаржылық реттеу үшін жауапкершілікті бір теңгерім провайдеріне бермейді;

3) энергия беруші ұйым теңгерім провайдері болып табылмайды.;

Теңгерім провайдерлерінің тізбесін өзектілендіруді ЭЭТН ЕАО жауапкершілікті беру шарттарын жасасу (бұзу) фактісі бойынша тиісті жасасқан күннен бастап үш жұмыс күні ішінде жүзеге асырады.

Электр энергиясын бірыңғай сатып алушымен және қаржы-есеп айырысу орталығымен жасалған электр энергиясын сатып алу-сату ұзақ мерзімді шарты бар, электр энергиясын өндіру-тұтынудың өз теңгерімсіздіктерін қаржылық реттеу үшін жауапкершілікті теңгерім провайдеріне берген жаңартылатын энергия көздерін пайдаланатын энергия өндіруші ұйымдар төмендетіп немесе жоғарылатып реттеуге қатысуға өтінімдер бермейді.";

136-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"136. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерін және сағаттық теңгерімсіздіктерді есептеу негізінде:

1) ЭЭТН ЕАО теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сатудың жалпы көлемін және олардың әрбір субъект бойынша бір айдағы құнын айқындайды;

2) ЭЭТН ЕАО теңгерімдеуші электр энергиясы нарығының субъектісіне жеткізу айынан кейінгі айдың 20 (жиырмасыншы) күніне дейін бір жолмен қорларды бір жаққа босатуға арналған жүкқұжатты және электрондық шот-фактураны береді. Қорларды бір жаққа босатуға арналған жүкқұжатқа теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің есептері және сағаттық теңгерімсіздіктер жарияланғаннан кейін 2 (екі) жұмыс күні ішінде ЭЭТН ЕАО ресми интернет-ресурсында электрондық цифрлық қолтаңба (бұдан әрі – ЭЦҚ) арқылы қол қойылады. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің және сағаттық теңгерімсіздіктердің есептеулерін түзету кезінде қорларды бір жаққа босатуға түзетілген жүкқұжат және электрондық шот-фактура 2 (екі) жұмыс күні ішінде жіберіледі;

3) теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің және сағаттық теңгерімсіздіктердің алдын ала есептеулерін алған кезде ЭЭТН ЕАО субъектіге қорларды бір жаққа босатуға арналған алдын ала жүкқұжатты және алдын ала электрондық шот-фактураны қояды;

4) субъект жеткізу айынан кейінгі айдың 20 (жиырмасыншы) күніне дейін ЭЭТН ЕАО бір жолмен қорларды бір жаққа босатуға арналған жүкқұжат және электрондық шот-фактураны қояды. Қорларды бір жаққа босатуға арналған жүкқұжатқа теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдері мен сағаттық теңгерімсіздіктер есептеулері жарияланғаннан кейін 2 (екі) жұмыс күні ішінде ЭЭТН ЕАО ресми интернет-ресурсында ЭЦҚ арқылы қол қойылады. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің және сағаттық теңгерімсіздіктердің есептеулерін түзету кезінде қорларды бір жаққа босатуға түзетілген жүкқұжат және электрондық шот-фактура 2 (екі) жұмыс күні ішінде жіберіледі;

5) теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің және сағаттық теңгерімсіздіктердің алдын ала есептеулерін алған кезде субъект ЭЭТН ЕАО қорларды бір жаққа босатуға арналған алдын ала жүкқұжатты және алдын ала электрондық шот-фактураны қояды;

6) ЭЭТН ЕАО теңгерімдеуші электр энергиясының және сағаттық теңгерімсіздіктердің сағаттық көлемдерін есептеу негізінде өткен есеп айырысу айындағы берешегінің сальдосын анықтайды;

7) ЭЭТН ЕАО анықталған сальдо берешегінің негізінде субъектілер, ЭЭТН ЕАО арасында ақша міндеттемелері бойынша кейіннен өзара есеп айырысуларды жүргізу үшін жұптарды қалыптастырады. ЭЭТН ЕАО субъектілер арасындағы өзара есеп айырысу тізілімін қалыптастырады.";

146-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"146. ЭЭТН ЕАО бағдарламалық қамтылымды пайдалана отырып, автоматты режимде өзара есеп айырысуларды жүзеге асыру үшін теңгерімдеуші электр энергиясы нарығына қатысушылар арасында жиынтығында келесі тәртіптің сақталуын ескере отырып, жұптарды қалыптастырады:

1) қалыптасқан жұптардың санын азайтуды қамтамасыз ету;

2) бір өңірде (облыста) орналасқан субъектілер арасында жұпты қалыптастырудың басымдылығын қамтамасыз ету;

3) келесі 3 (үш) айда бірдей жұптардың қалыптасуына жол бермеуді қамтамасыз ету;

4) алдыңғы өзара есеп айырысу тізілімдері бойынша өзара берешекті өтемеген субъектілер арасында жұптардың басым қалыптасуын қамтамасыз ету. Егер дебитор бұрынғы өзара есепке алу тізілімі бойынша кредитор алдындағы берешекті өтемесе және жаңа тізілімнің қорытындылары бойынша кредитор болса, онда оған жұпқа бұрынғы өзара есепке алу тізілімі бойынша берешекті төлемеген кредитор басымдықпен қойылады.

Осы тармақтың 4) тармақшасында көрсетілген басымдық осы тармақтың 1, 2 және 3) тармақшалары қолданылғанға дейін ескеріледі.

Егер жоғарыда көрсетілген жиынтық шарттарды ескере отырып, субъектілер арасындағы өзара есепке алу тізілімін қалыптастыру кезінде бірнеше субъектілерде жабылмаған ақшалай міндеттемелері қалса, онда субъектілер арасындағы өзара есепке алу тізілімі осы тармақтың 3) тармақшасының ережесін қолданбай қалыптастырылады.

Осы тармақтың екінші бөлігі орындалмаса және бірнеше субъектіде жабылмаған ақшалай міндеттемелері болған кезде субъектілер арасындағы өзара есепке алу тізілімі осы тармақтың 2) және 3) тармақшаларының ережесін қолданбай қалыптастырылады.

Осы тармақтың үшінші бөлігі орындалмаса және бірнеше субъектілерде жабылмаған ақшалай міндеттемелері болған кезде субъектілер арасындағы өзара есепке алу тізілімі осы тармақтың 1), 2) және 3) тармақшаларының ережесін қолданбай қалыптастырылады.

Осы тармақтың төртінші бөлігі орындалмаса және бірнеше субъектіде жабылмаған ақшалай міндеттемелері болған кезде субъектілер арасындағы өзара есепке алу тізілімі осы тармақтың 1), 2) және 3) тармақшаларының ережесін қолданбай қалыптастырылады.";

2-қосымшада:

16-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"16. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерін және сағаттық теңгерімсіздіктерді есептеу негізінде:

1) теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы теңгерімдеуші электр энергиясын және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алу-сатудың жалпы көлемін және олардың теңгерімдеуші электр энергиясы нарығының әрбір субъектісі бойынша бір айдағы құнын айқындайды;

2) теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы теңгерімдеуші электр энергиясы нарығының субъектісіне жеткізу айынан кейінгі айдың 20 (жиырмасыншы) күніне дейін бір жолмен тарапқа қорларды босатуға арналған жүкқұжатты және электрондық шот-фактураны береді. Тарапқа қорларды босатуға арналған жүкқұжатқа теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің есептері және теріс теңгерімсіздіктер жарияланғаннан кейін 2 (екі) жұмыс күні ішінде теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығының ресми интернет-ресурсында ЭЦҚ арқылы қол қойылады. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің және теріс теңгерімсіздіктердің есептеулерін түзету кезінде қорларды бір жаққа босатуға түзетілген жүкқұжат және электрондық шот-фактура 2 (екі) жұмыс күні ішінде жіберіледі;

3) электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының субъектісі жеткізу айынан кейінгі айдың 20 (жиырмасыншы) күніне дейін теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы бір жолмен тарапқа қорларды босатуға жүкқұжат және электрондық шот-фактура қояды. Тарапқа қорларды босатуға арналған жүкқұжатқа теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің есептері және теріс теңгерімсіздіктер жарияланғаннан кейін 2 (екі) жұмыс күні ішінде теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығының ресми интернет-ресурсында ЭЦҚ арқылы қол қойылады. Теңгерімдеуші электр энергиясының сағаттық көлемдерінің және сағаттық теңгерімсіздіктердің есептеулерін түзету кезінде қорларды бір жаққа босатуға түзетілген жүкқұжат және электрондық шот-фактура 2 (екі) жұмыс күні ішінде жіберіледі;

4) теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы теңгерімдеуші электр энергиясы және сағаттық теңгерімсіздіктер көлемдерінің сағаттық есептерінің негізінде өткен есеп айырысу айындағы берешегінің сальдосын анықтайды;

5) теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы өзара есеп айырысуларды анықталған берешегінің сальдосы негізінде теңгерімдеуші электр энергиясы нарығының субъектілері, теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы арасында ақша міндеттемелері бойынша кейіннен өзара есеп айырысуларды жүргізу үшін жұптарды қалыптастырады.";

38-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"38. Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығы субъектісі борышты теңгерімдеуші нарық субъектілері арасындағы өзара есептеулер тізілімінде көрсетілген субъектіге ауыстыруға келіседі.";

7-қосымшада:

тақырып жаңа редакцияда жазылсын:

"Теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы жүйелік операторға тәуліктің бір сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған және тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарадағы оң ауытқуға сәйкес келетін теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін бағаны анықтау.

Жүйелік оператор тәуліктің бір сағатында теңгерімдеу аймағында сатып алынған теріс теңгерімсіздік үшін және тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарадағы теріс ауытқуға сәйкес келетін теңгерімсіздік нарығының есеп айырысу орталығына төлейтін бағаны анықтау";

1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"1. Теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы жүйелік операторға тәуліктің бір сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған және тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарадағы оң ауытқуға сәйкес келетін теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін баға, сондай-ақ жүйелік оператор теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығына тәуліктің бір сағатында сатып алынған және тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарадағы теріс ауытқуға сәйкес келетін теріс теңгерімсіздік үшін төлейтін баға мына формулалар бойынша анықталады:

– теңгерімдеуші нарықтың есеп айырысу орталығы жүйелік операторға тәуліктің бір сағатында теңгерімдеу аймағында сатылған және тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарадағы оң ауытқуға сәйкес келетін теңгерімдеуші электр энергиясы үшін төлейтін баға, теңге/кВт*сағ-да, ҚҚС-сыз (мән дөңгелектенбейді);

– жүйелік оператор тәуліктің бір сағатында теңгерімсіздік аймағында сатып алынған және тәуліктің осы сағатында РФ-мен шекарадағы теріс ауытқуға сәйкес келетін теріс теңгерімсіздік үшін теңгерімдеуші нарығының есеп айырысу орталығына төлейтін баға, теңге/кВт*сағ-да, ҚҚС-сыз (мән дөңгелектенбейді).";

көрсетілген Қағидаларға 8-қосымша осы бұйрыққа қосымшаға сәйкес жаңа редакцияда жазылсын.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Электр энергетикасын дамыту департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрық ресми жариялағаннан кейін оны Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ресми интернет-ресурсында орналастыруды;

3) осы бұйрық Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалғаны туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық мыналарды:

1) 2024 жылғы 1 қарашадан бастап қолданысқа енгізілетін осы бұйрықтың 1-тармағының жетпіс үшінші, жетпіс төртінші, жетпіс бесінші, жетпіс алтыншы, жетпіс жетінші, жетпіс сегізінші, жетпіс тоғызыншы, сексенінші, сексен бірінші, сексен екінші және сексен үшінші абзацтарын;

2) 2025 жылғы 1 қаңтардан бастап қолданысқа енгізілетін осы бұйрықтың 1-тармағының жүз отызыншы, жүз жетпіс екінші, жүз сексен жетінші, екі жүз жиырма жетінші, екі жүз тоқсан жетінші, екі жүз тоқсан сегізінші, екі жүз тоқсан тоғызыншы, үш жүзінші, үш жүз бірінші, үш жүз екінші және үш жүз үшінші абзацтарын қоспағанда, алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің міндетін атқарушы

Е. Аккенженов

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Бәскелестікті қорғау

және дамыту агенттігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрлігі

	Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің міндетін атқарушы 2024 жылғы 11 желтоқсандағы № 455 Бұйрыққа қосымша
	Электр энергиясының теңгерімдеуші нарығының жұмыс істеу қағидаларына 8-қосымша

шамаларын есептеу

1, 2, 3, 4 және 4-1 -тармақтары жаңа редакцияда жазылсын:

1. Теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және теңгерімдеу аймағындағы энергия беруші ұйымдардан тәулік сағатына теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО шығындары (кірістері) (, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді), мынадай формула бойынша айқындалады:

- j бойынша сома;

j – 1-ден z-ке дейін өзгеретін реттік нөмір;

z – осы сағат ішінде теңгерімсіздік аймағында оң теңгерімсіздік жасаған электр немесе жылу энергиясын беру жөніндегі қызметті шарттар негізінде көрсететін субъектілердің (энергия беруші ұйымдардың) саны;

– осы Қағидалардың 88-1-тармағына сәйкес тәуліктің осы сағаты ішінде теңгерімдеу аймағында сатып алынған реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, j-м энергия беруші ұйым жасаған оң теңгерімсіздік үшін ЭЭТН ЕАО-ға төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– і бойынша сома;

i – 1-ден w-ке дейін өзгеретін реттік нөмір;

w – осы сағат ішінде теңгерімдеу аймағында теріс теңгерімсіздік жасаған электр немесе жылу энергиясын беру жөніндегі қызметті шарттар негізінде көрсететін субъектілердің (энергия беруші ұйымдардың) саны;

– осы Қағидалардың 88-1-тармағына сәйкес тәуліктің осы сағаты ішінде теңгерімдеу аймағында сатып алынған реттеуші теңгерімсіздікті қоспағанда, i-ші энергия беруші ұйым жасаған теріс теңгерімсіздік үшін ЭЭТН ЕАО энергия беруші ұйымға төлейтін сома, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді).

2. Теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және ЖҚАР жүйесін басқарумен жұмыс істейтін субъектілерден тәуліктің осы сағаты ішінде теңгерімдеу аймағында теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан болатын ЭЭТН ЕАО шығындары (кірістері)

, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) мына формула бойынша айқындалады:

– j-ші бағамен, ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін субъект осы Қағидалардың 87-тармағына сәйкес айқындалатын осы ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған оң теңгерімсіздіктерінен туындаған теңгерімдеуші электр энергиясын ЭЭТН ЕАО-дан сатып алатын баға, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– ЖҚАР жүйесін басқарумен жұмыс істейтін j-ші субъектінің осы сағаттағы теңгерімдеу аймағында ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған оң теңгерімсіздігі, (бүтінге дейін дөңгелектенеді), кВт * сағ;

– j бойынша сома;

j – 1-ден у-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

у – осы сағатта теңгерімдеу аймағында ЖҚАР жүйесінің әсер етуі себебінен оң теңгерімсіздік жасаған ЖҚАР жүйесін басқарумен жұмыс істейтін субъектілер саны.

– i-ші бағамен, ЖҚАР жүйесінің басқаруымен жұмыс істейтін субъект осы Қағидалардың 87-тармағына сәйкес айқындалатын осы ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған өзінің теріс теңгерімсіздіктерін ЭЭТН ЕАО-ға сататын баға, теңгемен/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– ЖҚАР жүйесін басқарумен жұмыс істейтін j -ші субъектінің осы сағаттағы теңгерімдеу аймағында ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теріс теңгерімсіздігінің модулі, (бүтінге дейін дөңгелектенеді), кВт * сағ;

– i бойынша сома;

i – 1-ден h-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

h – осы сағатта теңгерімдеу аймағында ЖҚАР жүйесінің әсер етуі себебінен теріс теңгерімсіздік жасаған ЖҚАР жүйесін басқарумен жұмыс істейтін субъектілер саны.

3. Қазақстан Республикасының Үкіметімен өнімді бөлу туралы шарт жасасқан субъектілерден теңгерімдеуші электр энергиясын сатудан және теріс теңгерімсіздіктерді сатып алудан ЭЭТН ЕАО тәулік сағатына

теңгерімдеу аймағындағы кірістері, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді), мынадай формула бойынша айқындалады:

– Қазақстан Республикасының Үкіметімен өнімді бөлу туралы шарт жасасқан субъектілердің теңгерімдеуші электр энергиясы үшін ЭЭТН ЕАО мекенжайына өткен есептік кезең үшін (күнтізбелік ай) жиынтық төлем көлемі және осы кезеңдегі барлық теңгерімдеу аймақтарында одан сатып алынған теріс теңгерімсіздіктер, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– Қазақстан Республикасының Үкіметімен өнімді бөлу туралы шарт жасасқан субъектілердің мекенжайына теңгерімдеуші электр энергиясы үшін ЭЭТН ЕАО өткен есептік кезең үшін (күнтізбелік ай) жиынтық төлемінің көлемі және осы кезеңдегі теңгерімдеу аймағында олардан сатып алынған теріс теңгерімсіздіктер, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– энергия беруші ұйымдардың теріс теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаттары үшін субъектілер жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктер сомасының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– субъектілер энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді) енгізілмеген теңгерімдеу аймағында жоғарылатуға арналған сағат ретінде айқындалған есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаттары үшін жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің сомасы;

– энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді) енгізілмеген теңгерім аймағында реттеусіз сағат ретінде айқындалған есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаттарында энергияның жасалған барлық оң теңгерімсіздіктерінің сомасы;

– тәулік сағатына байланысты мынадай екі мәннің бірін қабылдайтын мән:

1) энергия беруші ұйымдардың теріс теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында субъектілер тәуліктің бір сағатында жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктер қосындысының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді) – егер тәуліктің бір сағаты төмендеу сағаты ретінде айқындалса;

2) энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында субъектілер тәуліктің бір сағатында жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің қосындысы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді) – егер тәуліктің бір сағаты жоғарылау сағаты ретінде айқындалса;

3) тәуліктің бір сағаты реттелмейтін сағат болып анықталса, энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктерді және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер қосылмаған теңгерімдеу аймағындағы тәуліктін бір сағатында субъектілермен жасалған барлық оң теңгерімсіздердің сомасы, кВт*сағ-пен (бүтінге дейін дөңгелектенеді);

и – мынадай мәндерді қабылдайтын өлшемсіз коэффициент:

4. Тәуліктің осы сағатнда теңгерімдеу аймағындағы ЭЭТН ЕАО операциялық шығындары

теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) мына формула бойынша айқындалады:

– ЭЭТН ЕАО есептік кезеңдегі (күнтізбелік айдағы) () барлық теңгерімдеу аймақтарында теңгерімдеуші нарықта есеп айырысуларды ұйымдастыру және жүргізу жөніндегі қызметтен кірістері, теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– энергия беруші ұйымдардың теріс теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген барлық теңгерімдеу аймақтарында есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаттары үшін субъектілер жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктер сомасының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген барлық теңгерімдеу аймақтарында төмендету сағаты ретінде айқындалған есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаттары үшін субъектілер жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің сомасы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді);

– энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында реттеусіз сағат ретінде айқындалған есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаттары үшін субъектілер жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің сомасы, кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді);

– тәулік сағатына байланысты мынадай екі мәннің бірін қабылдайтын мән:

1) энергия беруші ұйымдардың теріс теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында субъектілер тәуліктің бір сағатында жасаған барлық теріс теңгерімсіздіктер сомасының модулі, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді) – егер тәуліктің бір сағаты төмендету сағаты ретінде айқындалса;

2) энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында тәуліктің бір сағатында субъектілер жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің сомасы, кВт*сағ (бүтін санға дейін дөңгелектенеді) – егер тәуліктің бір сағаты жоғарылату сағаты ретінде айқындалса;

3) тәуліктін бір сағаты реттеусіз сағат ретінде айқындалса, энергия беруші ұйымдардың оң теңгерімсіздіктері және ЖҚАР жүйесінің әсерінен туындаған теңгерімсіздіктер енгізілмеген теңгерімдеу аймағында тәулік сағаты ішінде субъектілер жасаған барлық оң теңгерімсіздіктердің сомасы кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді);

5. "Авария"

режимінде тәуліктің осы сағаты үшін теңгерімдеу аймағында жүйелік оператордың командалары тудырған теңгерімсіздіктерді сатып алу және сату қорытындылары бойынша ЭЭТН ЕАО шығындары (кірістері) теңгемен (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді) мына формула бойынша айқындалады:

– j бойынша сома;

j – 1-ден y-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

y – "Авария" режимінде тәуліктің осы сағатында теңгерімдеу аймағында Жүйелік оператордың командалары тудырған оң теңгерімсіздік жасаған субъектілер саны;

– "Авария" режимінде тәуліктің осы сағатында Жүйелік оператордың командасы тудырған оң теңгерімсіздік жасаған j-ші субъектінің оң теңгерімсіздігі кВт * сағ;

– осы Қағидалардың 98-2-тармағына сәйкес есептелген баға;

– "Авария" режимінде тәуліктің осы сағатында Жүйелік оператордың командасы тудырған оң теңгерімсіздікті жасаған i-ші субъектінің теріс теңгерімсіздігі кВт * сағ;

"Авария" режимі жұмыс істемеген сағаттарда

мәні нөлге тең болады.

6. Жүйелік оператордың генерацияны арттыруға диспетчерлік командаларын субъектілердің орындауына байланысты реттеу бойынша тәуліктің осы сағаты үшін ЭЭТН ЕАО шығындары мына формула бойынша айқындалады:

– жүйелік оператордың генерацияны арттыруға диспетчерлік командаларын субъектілердің орындауына байланысты тәуліктің осы сағаты үшін теңгерімдеу аймағындағы ЭЭТН ЕАО шығындары (кірістері), теңге (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– генерацияны арттыруға Жүйелік оператордың диспетчерлік командаларын орындаған i-ші энергия өндіруші ұйым теңгерімдеу аймағында есептік кезеңнің (күнтізбелік айдың) сағаты үшін кВт*сағ (бүтінге дейін дөңгелектенеді) жасаған теріс теңгерімсіздік;

– k-ші энергия өндіруші ұйымның есептелетін сағатқа қолданыстағы электр энергиясын сатуға арналған шекті тариф, теңге/кВт*сағ (жүзден біріне дейін дөңгелектенеді);

– 1-ден n-ге дейін өзгеретін реттік нөмір;

m – осы сағат ішінде теңгерімдеу аймағында жүйелік оператордың генерацияны арттыруға арналған диспетчерлік командаларын орындаған энергия өндіруші ұйымдардың саны.

7. Егер ағымдық және өткен есеп айырысу кезеңінің қорытындылары бойынша ЭЭТН ЕАО теңгерімдеуші электр энергиясын сатып алу-сату және теңгерімдеу аймағындағы теріс теңгерімсіздіктер нәтижесінде өтелмеген шығындар немесе туындаған қосымша кірістер пайда болған жағдайда, онда бұл шығындар (немесе кірістер) ағымдағы есеп айырысу кезеңінің

тиісті құрамдас бөлігінде ескеріледі.

Примечание ИЗПИ!
Порядок введения в действие см. п. 4.

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 112 "Правил функционирования балансирующего рынка электрической энергии" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 10532) следующие изменения и дополнения:

преамбулу изложить в новой редакции:

"В соответствии с подпунктом 6) пункта 1 статьи 10, пунктом 2 статьи 12-1, пунктами 2, 3, 4, 5, 6, 10, 11, 12, 13, 16 статьи 15-10 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике", подпунктом 260) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994 ПРИКАЗЫВАЮ:";

в Правилах функционирования балансирующего рынка электрической энергии, утвержденных указанным приказом:

пункт 1 изложить в новой редакции:

"1. Настоящие Правила функционирования балансирующего рынка электрической энергии (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 260) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, и определяют порядок функционирования балансирующего рынка электрической энергии, определения зон балансирования единой электроэнергетической системы Республики Казахстан, подачи субъектами балансирующего рынка электрической энергии заявок системному оператору на участие в балансировании на повышение (понижение), отбора и активации заявок субъектов балансирующего рынка электрической энергии на участие в балансировании на повышение (понижение), определения объема балансирующей электроэнергии, расчета почасовых средневзвешенных цен на продажу балансирующей электроэнергии, порядка расчета почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов субъектов балансирующего рынка электрической энергии, формирования перечня провайдеров баланса.";

в пункте 2:

подпункт 5) изложить в новой редакции:

"5) расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии (далее – расчетно-финансовый центр) – юридическое лицо, определенное уполномоченным органом согласно подпункту 70-46) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике" (далее – Закон), являющееся стороной договоров купли-продажи электрической энергии, производимой объектами по использованию возобновляемых источников энергии и объектами по энергетической утилизации отходов, в соответствии с законодательством Республики Казахстан, действовавшим до 1 июля 2023 года;";

дополнить подпунктом 27-1) следующего содержания:

"27-1) регулирующий дисбаланс – дисбаланс, совершенный субъектом балансирующего рынка электрической энергии, вызванный воздействием системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности и (или) совершенный в результате исполнения активированных заявок на участие в балансировании на повышение или на понижение, команд системного оператора в режиме "Авария" и диспетчерских команд системного оператора на повышение генерации;";

подпункт 37) изложить в новой редакции:

"37) субъекты балансирующего рынка электрической энергии – субъекты оптового рынка электрической энергии, за исключением оператора рынка централизованной торговли;";

дополнить подпунктом 38) следующего содержания:

"38) диспетчерская команда системного оператора на повышение генерации – команда системного оператора на ввод в работу генерирующего оборудования энергопроизводящей организации, выведенного из любого вида ремонта и находящегося в состоянии холодного резерва.";

пункт 27 изложить в новой редакции:

"27. Субъекты балансирующего рынка электрической энергии автоматически уведомляются в системе балансирующего рынка (в общем разделе данной системы) о каждой активированной системным оператором заявке на участие в балансировании на повышение (заявке на участие в балансировании на понижение), при этом данное уведомление осуществляется в ту же минуту, в которой была произведена соответствующая активация.

Уведомление, указанное в части первой настоящего пункта, содержит следующую информацию: вид активированной заявки, ее объем и цена, если активирована была одна заявка, либо виды активированных заявок, их объемы и цены, если за соответствующую минуту было активировано несколько заявок.

Субъект балансирующего рынка, получивший уведомление, подтверждает возможность исполнения заявки в данном уведомлении. При отсутствии подтверждения заявки в полученном уведомлении в течение десяти минут, данная заявка деактивируется и в данном объеме активируется следующая по порядку неактивированная заявка в ранжированном списке.

При отсутствии подтверждения субъектом балансирующего рынка заявки в полученном уведомлении по причине наличия ошибок в системе балансирующего рынка и (или) недоступности системы балансирующего рынка, подтвержденных специалистами технической поддержки, заявка является подтвержденной субъектом балансирующего рынка.";

пункт 31 изложить в новой редакции:

"31. Часы операционных суток, в течение которых результирующий дисбаланс зоны балансирования был равен нулю, либо система балансирующего рынка была недоступна, определяются в системе балансирующего рынка как часы без регулирования.

Часы операционных суток, в течение которых системным оператором был объявлен режим "Авария", в системе балансирующего рынка определяются как режим "Авария".

Информация о том, каким был по направлению прошедший час операционных суток, в котором система балансирующего рынка была недоступна, отражается в системе балансирующего рынка в течение пяти минут после истечения данного часа либо данных часов (если их было несколько).

Для часа суток, определенного как час без регулирования, все операции в зоне балансирования по купле-продаже балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов между расчетным центром балансирующего рынка (далее – РЦ БРЭ) и субъектами балансирующего рынка электрической энергии (далее – субъекты) осуществляются в соответствии с пунктом 98 настоящих Правил.

Активированные заявки субъекта на участие в балансировании на повышение (понижение) аннулируются в часы, определенные в системе балансирующего рынка как "Авария", в которые данному субъекту дана команда Системного оператора.";

пункт 34 изложить в новой редакции:

"34. Предельный тариф на балансирующую электроэнергию определяется как наибольший в ЕЭС РК предельный тариф на электрическую энергию с учетом часовых ставок, определяемых Правилами организации и функционирования оптового рынка электрической энергии, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 106 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10531), увеличенный на надбавку за балансирование, определяемой по Методике определения нормы прибыли, учитываемой при утверждении предельных тарифов на электрическую энергию утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 22 мая 2015 года № 205 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 20700).

Предельный тариф на отрицательные дисбалансы, представляющий из себя максимально разрешенную для субъектов балансирующего рынка электрической энергии цену покупки отрицательных дисбалансов у расчетного центра балансирующего рынка, определяется как наименьший в ЕЭС РК предельный тариф на электрическую энергию.

Часовые ставки, указанные в части первой настоящего пункта, приравниваются к 1 (единице).";

пункт 73 изложить в новой редакции:

"73. Сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток, в тенге (округляется до сотых);

– цена, по которой РЦ БРЭ оплачивает системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток и соответствующую положительному отклонению на границе с РФ, определяемая согласно приложению 7 к настоящим Правилам, в тенге/кВт*ч (не округляется);

– значение положительного отклонения на границе с РФ за данный час суток, в кВт*ч (округляется до целых);

i-порядковый номер, изменяющийся от 1 до n;

n-количество сопредельных государств ЦА, продавших РЦ БРЭ балансирующую электроэнергию в зоне балансирования за данный час суток;

– i-я цена, по которой РЦ БРЭ оплачивает системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток и соответствующую положительному отклонению на границе с ЦА за данный час суток, в тенге/кВт*ч; (округляется до сотых);

– значение i-го положительного отклонения на границе с ЦА за данный час суток, в кВт*ч (округляется до целых).";

пункты 75 и 76 изложить в новой редакции:

"75. Сумма, оплачиваемая системным оператором РЦ БРЭ за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– сумма, оплачиваемая системным оператором РЦ БРЭ за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, в тенге (округляется до сотых);

– цена, по которой системный оператор оплачивает РЦ БРЭ за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, и соответствующий отрицательному отклонению на границе с РФ за данный час суток, определяемая согласно приложению 7 к настоящим Правилам, в тенге/кВт*ч, (не округляется);

– значение (модуль) отрицательного отклонения на границе с РФ, в кВт*ч (округляется до целых);

сумма по i;

i- порядковый номер, изменяющийся от 1 до n;

– i-я цена, по которой системный оператор оплачивает РЦ БРЭ за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, и соответствующий отрицательному отклонению на границе с ЦА за данный час суток, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– значение (модуль) i-го отрицательного отклонения на границе с ЦА за данный час суток, в кВт*ч (округляется до целых).";

76. Системный оператор не позднее 15 (пятнадцати) календарных дней после завершения соответствующего расчетного периода предоставляет РЦ БРЭ данные о плановых и фактических значениях производства-потребления субъектов.

При этом почасовые данные по энергопередающим организациям предоставляются с выделением почасовых данных на покупку электроэнергии в целях покрытия технологического расхода электрической энергии при передаче по обслуживаемым сетям и покупку электроэнергии на иные виды деятельности.

Системный оператор в течение одного календарного дня после операционных суток предоставляет РЦ БРЭ данные производства-потребления по субъектам, имеющим автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии (далее – АСКУЭ). При этом данные АСКУЭ не подлежат изменению и корректировке системным оператором.

После завершения расчетов цен на балансирующем рынке по соответствующему расчетному периоду в системе балансирующего рынка в автоматическом режиме формируются данные с полной расшифровкой определения цен и дисбалансов (включая объемы, цены и стоимость внеплановых перетоков на границе Республики Казахстан), которые выгружаются РЦ БРЭ.

При техническом сбое системы балансирующего рынка, вследствие которого выгрузка данных с полной расшифровкой определения цен и дисбалансов (включая объемы, цены и стоимость внеплановых перетоков на границе Республики Казахстан) в системе балансирующего рынка невозможна, системный оператор обеспечивает в течение пяти рабочих дней восстановление работы системы балансирующего рынка и соответствующей возможности выгрузки данных.

При не восстановлении работоспособности выгрузки данных по истечению пяти рабочих дней системный оператор предоставляет РЦ БРЭ данные с полной расшифровкой определения цен и дисбалансов (включая объемы, цены и стоимость внеплановых перетоков на границе Республики Казахстан), рассчитанные в автоматическом режиме в системе балансирующего рынка, на электронную почту.";

пункт 79 изложить в новой редакции:

"79. Данные, предоставляемые системным оператором расчетному центру балансирующего рынка (в системе балансирующего рынка) для расчета почасовых объемов балансирующей электроэнергии и дисбалансов субъектов балансирующего рынка электрической энергии (далее – первичные данные), включают в себя следующую информацию за каждый час прошедшего расчетного периода:

1) информацию о фактическом расположении каждого субъекта балансирующего рынка электрической энергии и его объектов генерации-потребления в конкретной зоне (конкретных зонах) балансирования;

2) информацию о плановых и фактических значениях генерации и потребления субъектов балансирующего рынка электрической энергии, в т.ч. в разбивке по объектам генерации-потребления данных субъектов;

3) информацию о действовавших зонах балансирования (новых временных и базовых);

4) информацию о направленности каждого часа прошедшего расчетного периода в каждой зоне балансирования по итогам соответствующего физического урегулирования;

5) информацию о поданных системному оператору заявках на участие в балансировании на повышение и заявках на участие в балансировании на понижение (с учетом проведенных корректировок данных заявок), в разбивке по каждой зоне балансирования;

6) информацию об активированных системным оператором заявках на участие в балансировании на повышение и заявках на участие в балансировании на понижение, в разбивке по каждой зоне балансирования;

7) информацию о результирующих дисбалансах каждой зоны балансирования;

8) информацию об отклонениях на границе с РФ и ценам данных отклонений, согласно договорам на покупку и продажу электроэнергии для компенсации отклонений фактических почасовых межгосударственных сальдо перетоков электроэнергии ЕЭС РК на границе с ЕЭС РФ от плановых, заключенных между системным оператором и соответствующими хозяйствующими субъектами РФ, в разбивке по Северной и Западной зонам ЕЭС РК, информацию с расшифровкой всех слагаемых, используемых в формулах, указанных в приложении 7 настоящих Правил;

9) информацию об отклонениях на границе с ЦА, цене на продажу электрической энергии, указанной в договорах на продажу электрической энергии для урегулирования внеплановых перетоков электрической энергии, заключенных между системным оператором и хозяйствующими субъектами ЦА, и цене на покупку электрической энергии, указанной в договорах на покупку электрической энергии для урегулирования внеплановых перетоков электрической энергии, заключенных между системным оператором и хозяйствующими субъектами ЦА (данная информация также представляется и в целом за прошедший расчетный период (календарный месяц));

10) информацию об отклонениях субъектов балансирующего рынка электрической энергии, вызванных воздействием системы АРЧМ;

11) информацию о выданных системным оператором командах в адрес субъектов в режиме "Авария".".

пункты 87 и 88 изложить в новой редакции:

"87. Энергопроизводящие организации, работающие под управлением системы АРЧМ, продают все свои отрицательные дисбалансы, вызванные действием системы АРЧМ, РЦ БРЭ по цене, определяемой в следующем порядке:

– цена продажи субъектом отрицательного дисбаланса, вызванного АРЧМ, тенге/кВт*ч, округляется до сотых;

– предельный тариф на балансирующую электроэнергию, в тенге/кВт*ч, округляется до сотых;

– предельный тариф энергопроизводящей организации, совершившей отрицательный дисбаланс в данный час в зоне балансирования, в тенге/кВт*ч, округляется до сотых;

– безразмерный коэффициент, который принимает следующие значения:

m=1, если в два часа предшествующих расчетному данным субъектом не был совершен отрицательный дисбаланс, вызванный АРЧМ;

m=0, если в предыдущие два часа предшествующих расчетному данным субъектом был совершен отрицательный дисбаланс, вызванный АРЧМ;

l=0, если в два часа предшествующих расчетному данным субъектом не был совершен отрицательный дисбаланс, вызванный АРЧМ;

l=1, если в предыдущие два часа предшествующих расчетному данным субъектом был совершен отрицательный дисбаланс, вызванный АРЧМ.

Энергопроизводящие организации, работающие под управлением системы АРЧМ, покрывают все свои положительные дисбалансы, вызванные действием системы АРЧМ, посредством покупки балансирующей электрической энергии у РЦ БРЭ по цене равной 0,01 тенге/кВт*ч.

88. Энергопередающие организации продают все свои отрицательные дисбалансы РЦ БРЭ по следующей формуле:

– цена покупки РЦ БРЭ отрицательных дисбалансов, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, в тенге/кВт*ч, (округляется до сотых);

прогнозная базовая цена единого закупщика, на данный час суток, в тенге/кВт*ч;

– безразмерный коэффициент, который принимает следующие значения:

– объем отрицательного дисбаланса, совершенный энергопередающей организацией, в зоне балансирования, в кВт*ч (округляется до целых);

– плановое сальдо генерации-потребления энергопередающей организации за данный час операционных суток, соответствующее его объектам генерации-потребления, расположенным в данной зоне балансирования, в кВт*ч (округляется до целых).

Энергопередающие организации покрывают все свои положительные дисбалансы посредством покупки балансирующей электроэнергии у РЦ БРЭ по следующей формуле:

– цена продажи РЦ БРЭ положительных дисбалансов, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, в тенге/кВт*ч, (округляется до сотых);

– прогнозная базовая цена единого закупщика, на данный час суток, в тенге/кВт*ч;

– безразмерный коэффициент, который принимает следующие значения:

– объем положительного дисбаланса, совершенный энергопередающей организацией, в зоне балансирования, в кВт*ч (округляется до целых);

Для системного оператора, который продает все свои отрицательные дисбалансы РЦ БРЭ и покрывает все свои положительные дисбалансы посредством покупки у РЦ БРЭ балансирующей электроэнергии в соответствующих объемах по прогнозной базовой цене единого закупщика, значение безразмерного коэффициента k равна единице.";

дополнить пунктом 88-1 следующего содержания:

"88-1. Доходы энергопередающих организаций, возникшие в зоне балансирования за данный час суток, определяется по следующей формуле:

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ энергопередающей организации, за отрицательный дисбаланс за исключением регулирующего дисбаланса, купленный в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

– отрицательный дисбаланс энергопередающей организаций, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, в кВт*ч;

– цена покупки РЦ БРЭ отрицательных дисбалансов, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, согласно пункту 88 настоящих Правил, в тенге/кВт*ч, (округляется до сотых);

Затраты энергопередающих организаций, возникшие в зоне балансирования за данный час суток, определяются по следующей формуле:

– сумма, оплачиваемая энергопередающей организации РЦ БРЭ, за положительный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, купленный в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

– положительный дисбаланс энергопередающей организаций, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, в кВт*ч;

– цена продажи РЦ БРЭ положительных дисбалансов, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, тенге/кВт*ч, (округляется до сотых).";

пункт 90 изложить в новой редакции:

"90. Цена, по которой РЦ БРЭ покупает у субъекта отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, проданный в зоне балансирования за час суток, определенный как час на повышение, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– цена покупки РЦ БРЭ отрицательных дисбалансов, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за час суток, определенный как час на повышение, в тенге/кВт*ч, (округляется до сотых);

– цена продажи дисбалансов, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъекта с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии заключившего договор передачи ответственности с субъектом с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии – приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

2) для всех остальных субъектов, за исключением энергопередающих организаций, приравнивается к прогнозной базовой цене единого закупщика, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– безразмерный коэффициент, который принимает следующие значения:

– объем положительного или отрицательного дисбаланса, совершенного субъектом, в том числе заключившим договор передачи ответственности с провайдером баланса, в зоне балансирования в часе на понижение, в кВт*ч (округляется до целых);

– объем регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования в часе на повышение, в кВт*ч (округляется до целых);

– плановое сальдо генерации-потребления субъекта за данный час операционных суток, соответствующее его объектам генерации-потребления, расположенным в данной зоне балансирования, в кВт*ч (округляется до целых).

Для субъекта, в состав которого входит гидроэлектростанция, вырабатывающая электрическую энергию в период природоохранных попусков воды, согласно графику природоохранных попусков воды, не заключившего договор передачи ответственности с провайдером баланса и совершившего отрицательный дисбаланс, k=1.

Данный пункт не распространяется на дисбалансы энергопередающих организаций (за исключением энергопередающих организаций, заключивших договор передачи ответственности с провайдером баланса), а также на регулирующие дисбалансы субъектов.

Цена продажи дисбаланса, сложившаяся в результате алгебраического суммирования положительных и отрицательных дисбалансов совершенных объектами энергопроизводящих организаций, использующих возобновляемые источники энергии, имеющих заключенные долгосрочные договоры купли-продажи электрической энергии и договоры передачи ответственности с единым закупщиком и (или) расчетно-финансовым центром (далее – дисбаланс единого закупщика), рассчитанная в соответствии с настоящим пунктом, корректируется с учетом пункта 98-3 настоящих Правил.";

пункты 90-1 и 90-2 исключить;

пункт 91 изложить в новой редакции:

"91. Сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту за отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, проданный в зоне балансирования за час суток, определенный как час на повышение, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту за отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, проданный в зоне балансирования за данный час суток, определенный как час на повышение, в тенге (округляется до сотых);

– цена покупки РЦ БРЭ отрицательных дисбалансов, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за данный час суток, определенный как час на повышение, расчитанная в соответствии с пунктом 90 настоящих Правил, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– значение (модуль) отрицательного дисбаланса, за исключением регулирующего дисбаланса, совершенного субъектом в зоне балансирования за данный час суток, определенный как час на повышение, в кВт*ч (округляется до целых).

Данный пункт не распространяется на энергопередающие организации (за исключением энергопередающих организаций, заключивших договор передачи ответственности с провайдером баланса), регулирующие дисбалансы.

Стоимость продажи отрицательных дисбалансов единого закупщика, рассчитанная в соответствии с настоящим пунктом, корректируется с учетом пункта 98-3 настоящих Правил.";

пункт 91-1 исключить;

пункт 92 изложить в новой редакции:

"92. Цена, по которой субъект оплачивает РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию, за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на повышение, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– цена, по которой субъект оплачивает РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию, за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на повышение, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– сумма по i;

i – порядковый номер, изменяющийся от 1 до n;

n – количество субъектов, продавших РЦ БРЭ балансирующую электроэнергию в зоне балансирования за данный час суток;

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ i-му субъекту за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за данный час суток (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если за этот час системный оператор не продавал балансирующей электроэнергии);

k – безразмерный коэффициент, принимающий следующие значения:

1) k = 3, если рассматриваемый час является не контрольным, согласно договору о параллельной работе электроэнергетических систем Республики Казахстан и Российской Федерации;

2) k = 1, если рассматриваемый час является контрольным, согласно договору о параллельной работе электроэнергетических систем Республики Казахстан и Российской Федерации;

– сумма, оплачиваемая системным оператором РЦ БРЭ за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за данный час суток (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если за этот час системный оператор не покупал отрицательный дисбаланс);

– сумма по s;

s – порядоковый номер начиная с 1 до r;

r – количество субъектов, совершивших отрицательный дисбаланс;

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ s-му субъекту за отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, купленный в зоне балансирования за час суток, определенный как час на повышение, согласно пункту 91 настоящих Правил, в тенге (округляется до сотых);

– затраты (доходы) РЦ БРЭ, возникшие в зоне балансирования за данный час суток (округляется до сотых), в тенге (принимает как положительные, так и отрицательные значения) согласно приложению № 8 к настоящим Правилам;

– сумма всех положительных дисбалансов, совершенных субъектами в зоне балансирования за данный час, в кВт*ч (округляется до целых);

– сумма всех положительных дисбалансов, совершенных энергопередающими организациями в зоне балансирования за данный час, за исключением положительных дисбалансов, совершенных энергопередающими организациями, заключившеми договор передачи ответственности с другими субъектами, в кВт*ч (округляется до целых);

– сумма всех положительных дисбалансов субъектов, работающих под управлением системы АРЧМ, вызванных воздействием данной системы АРЧМ в зоне балансирования за данный час, в кВт*ч (округляется до целых).

– сумма всех положительных дисбалансов, совершенных субъектами, исполнявшими команды системного оператора в зоне балансирования за данный час при режиме "Авария", в кВт*ч (округляется до целых);

– цена покупки дисбалансов, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъекта с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии, а также для провайдера баланса, заключившего договор передачи ответственности с субъектом с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии – приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

m, n – безразмерные коэффициенты, которые принимают следующие значения:

При отрицательном значении

или при значении

равной нулю, данное значение приравнивается к 0,01 тенге/кВт*ч.

приравнивается к предельному тарифу данной гидроэлектростанции.";

пункт 94 изложить в новой редакции:

"94. Цена, по которой субъект оплачивает РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию (для покрытия положительного дисбаланса), за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

- цена покупки субъектом балансирующей электрической энергии (для покрытия положительного дисбаланса), за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, тенге/кВт*ч округляется до сотых);

– цена покупки дисбалансов, которая определяется в следующем порядке:

– безразмерный коэффициент, который принимает следующие значения:

– объем положительного или отрицательного дисбаланса, совершенный субъектом, в том числе заключившим договор передачи ответственности с провайдером баланса, в зоне балансирования в часе на понижение, в кВт*ч (округляется до целых);

– объем регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования в часе на понижение, в кВт*ч (округляется до целых);

- плановое сальдо генерации-потребления субъекта за данный час операционных суток, соответствующее его объектам генерации-потребления, расположенным в данной зоне балансирования, в кВт*ч (округляется до целых).

пункты 94-1 и 94-2 исключить;

пункт 95 изложить в новой редакции:

"95. Сумма, оплачиваемая субъектом РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию (для покрытия положительного дисбаланса), за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– сумма, оплачиваемая субъектом за балансирующую электрическую энергию (для покрытия положительного дисбаланса), за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, в тенге (округляется до сотых);

– цена покупки субъекта за балансирующую электроэнергию (для покрытия положительного дисбаланса), за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, рассчитанная согласно пункта 94 настоящих Правил, в тенге/кВт*ч округляется до сотых);

– значение (модуль) положительного дисбаланса, за исключением регулирующего дисбаланса, совершенного субъектом в зоне балансирования за данный час суток, определенный как час на понижение, в кВт*ч (округляется до целых).

пункт 95-1 исключить;

пункт 96 изложить в новой редакции:

"96. Цена, по которой РЦ БРЭ покупает у субъекта отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, проданный в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

– цена, по которой РЦ БРЭ покупает у субъекта отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, проданный в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– сумма, оплачиваемая i-м субъектом РЦ БРЭ за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

- сумма по i;

i-порядковый номер, изменяющийся от 1 до n;

p-количество субъектов, купивших у РЦ БРЭ отрицательные дисбалансы в зоне балансирования за данный час суток;

сумма по s;

s – порядоковый номер начиная с 1 до r;

r – количество субъектов, совершивших положительный дисбаланс;

– сумма, оплачиваемая s-ным субъектом РЦ БРЭ за положительный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, купленную в зоне балансирования за час суток, определенный как час на понижение, согласно пункту 95 настоящих Правил, в тенге (округляется до сотых);

– модуль суммы всех отрицательных дисбалансов, совершенных субъектами в зоне балансирования за данный час, в кВт*ч (округляется до целых);

– модуль суммы всех отрицательных дисбалансов, совершенных энергопередающими организациями в зоне балансирования за данный час, за исключением отрицательных дисбалансов, совершенных энергопередающими организациями, заключившему договор передачи ответственности с другими субъектами, в кВт*ч (округляется до целых);

– модуль суммы всех отрицательных дисбалансов субъектов, работающих под управлением системы АРЧМ, вызванных воздействием данной системы АРЧМ в зоне балансирования за данный час, в кВт*ч (округляется до целых);

– модуль суммы всех отрицательных дисбалансов, совершенных субъектами, исполнявшими команды системного оператора в зоне балансирования за данный час при режиме "Авария", в кВт*ч (округляется до целых);

– модуль суммы всех отрицательных дисбалансов, совершенных энергопроизводящими организациями, исполнявшими диспетчерские команды системного оператора на повышение генерации в зоне балансирования за данный час, в кВт*ч (округляется до целых);

– цена покупки дисбалансов, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъектов с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии, и (или) имеющего в своем составе такого субъекта, а также провайдеров баланса, являющегося энергопроизводящей организацией с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом, или заключивший договор передачи ответственности с энергопроизводящей организацией с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данного субъекта, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

2) для всех остальных субъектов, за исключением энергопередающих организаций приравнивается к прогнозной базовой цене единого закупщика, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

m, n – безразмерные коэффициенты, которые принимают следующие значения:

при отрицательном значении или равной нулю

приравнивается к значению 0,01 тенге/кВт*ч.

Цена продажи отрицательного дисбаланса единого закупщика, рассчитанная в соответствии с настоящим пунктом, корректируется с учетом пункта 98-3 настоящих Правил.

Значение переменной

до 31 декабря 2024 года приравнивается к нулю;

приравнивается к предельному тарифу данной гидроэлектростанции.";

пункт 98 изложить в новой редакции:

"98. Цена, по которой субъект осуществляет операции купли-продажи дисбалансов (за исключением регулирующего дисбаланса) с РЦ БРЭ в зоне балансирования за час суток, определенный как час без регулирования, рассчитывается расчетным центром балансирующего рынка по следующей формуле:

– цена купли-продажи дисбалансов субъектов в час без регулирования в зоне балансирования, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– собственная цена субъекта, используемая для определения цены купли-продажи дисбалансов, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъекта балансирующего рынка с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии, а также для провайдера баланса, заключившего договор передачи ответственности с субъектом БРЭ с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии - приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

2) для всех остальных субъектов балансирующего рынка электрической энергии, за исключением энергопередающих организаций, приравнивается к прогнозной базовой цене единого закупщика электрической энергии, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

k – безразмерный коэффициент, рассчитываемый по следующей формуле:

– среднее арифметическое значение доходов и расходов РЦ БРЭ в час без регулирования, в тенге, рассчитываемое по формуле:

сумма по n;

i – порядковый номер, изменяющийся от 1 до n;

n – количество субъектов балансирующего рынка электрической энергии, за исключением энергопередающих организаций, совершивших отрицательный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за данный час;

– модуль отрицательного дисбаланса (за исключением регулирующего дисбаланса), совершенного i-м субъектом (за исключением энергопередающих организаций), в зоне балансирования за данный час, кВт*ч (округляется до целых);

– цена продажи отрицательных дисбалансов i-го субъекта, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъекта балансирующего рынка с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии, а также для провайдера баланса, заключившего договор передачи ответственности с субъектом БРЭ с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии – приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

сумма по m;

l – порядковый номер, изменяющийся от 1 до m;

m – количество субъектов балансирующего рынка электрической энергии, за исключением энергопередающих организаций, совершивших положительный дисбаланс, за исключением регулирующего дисбаланса, в зоне балансирования за данный час;

– положительный дисбаланс (за исключением регулирующего дисбаланса), совершенного l-м субъектом (за исключением энергопередающих организаций), в зоне балансирования за данный час, кВт*ч (округляется до целых);

– цена покупки балансирующей электрической энергии для покрытия положительных дисбалансов l-го субъекта, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъекта балансирующего рынка с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии, а также для провайдера баланса, заключившего договор передачи ответственности с субъектом БРЭ с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии – приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– сумма, оплачиваемая расчетным центром балансирующего рынка системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток, в тенге (округляется до сотых);

– сумма, оплачиваемая системным оператором расчетному центру балансирующего рынка за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, в тенге (округляется до сотых);

– затраты (доходы) расчетного центра балансирующего рынка, возникшие в зоне балансирования за данный час суток (округляется до сотых), в тенге (принимает как положительные, так и отрицательные значения) согласно приложению № 8 к настоящим Правилам;

– безразмерные коэффициенты, принимающие следующие значения:

– безразмерный коэффициент, принимающий следующие значения:

для субъектов, совершивших отрицательный дисбаланс (за исключением регулирующего дисбаланса):

для субъектов, совершивших положительный дисбаланс (за исключением регулирующего дисбаланса):

Данный пункт не распространяется на расчет цены регулирующего дисбаланса и дисбалансов энергопередающих организаций.

Цена дисбаланса единого закупщика, рассчитанная в соответствии с данным пунктом корректируется с учетом пункта 98-3 настоящих Правил.";

пункт 98-1 исключить;

пункты 98-2 и 98-3 изложить в новой редакции:

"98-2. Операции по купле-продаже балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов между РЦ БРЭ и субъектами, исполнявшими распоряжения системного оператора в час балансирования, в котором был объявлен режим "Авария" производится по следующей формуле:

– цена, по которой субъект осуществляет операции по купле продаже электрической энергии с РЦ БРЭ при исполнении распоряжений системного оператора в режиме "Авария", в тенге/кВт*ч, округляется до сотых;

– цена покупки дисбалансов, которая определяется в следующем порядке:

1) для субъекта с утвержденным уполномоченным органом предельным тарифом на продажу электрической энергии – приравнивается к утвержденному тарифу на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– безрамерный коэффициент, который приравнивается к:

0,7 при совершении субъектом положительного дисбаланса (не вызванного АРЧМ);

1,3 при совершении субъектом отрицательного дисбаланса (не вызванного АРЧМ).

Данный пункт не распространяется на цены дисбалансов объектов энергопроизводящих организаций, использующих возобновляемые источники энергии, имеющих заключенный с единым закупщиком и (или) расчетно-финансовым центром долгосрочный договор купли-продажи электрической энергии и договор передачи ответственности с единым закупщиком, которые исполняли распоряжение системного оператора в режиме "Авария".

Сумма по купле-продаже балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов между РЦ БРЭ и субъектами исполнявшими распоряжения системного оператора в час балансирования, в котором был объявлен режим "Авария" производится по следующей формуле:

– затраты (доходы) субъекта, возникшие в зоне балансирования за данный час суток, при исполнении распоряжений системного оператора в режиме "Авария", в тенге (округляется до сотых);

– дисбаланс, за исключением дисбаланса вызванной воздействием системы АРЧМ, при исполнении распоряжений системного оператора в режиме "Авария", в кВт*ч (округляется до целых);

– цена, по которой субъект осуществляет операции по купле продаже электрической энергии с РЦ БРЭ при исполнении распоряжений системного оператора в режиме "Авария", согласно части первой настоящего пункта в тенге/кВт*ч, округляется до сотых.

98-3. Если по итогам расчетов произведенных согласно пунктам 92 и 96 настоящих Правил у РЦ БРЭ образуется положительная разница между доходами и расходами от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов, за исключением доходов и расходов от субъектов, заключивших с Правительством Республики Казахстан договор (соглашение) о разделе продукции, операционных затрат РЦ БРЭ в зоне балансирования за данный час суток, округлений сумм и отрицательных (нулевых) цен, то данная положительная разница распределяется на отрицательные дисбалансы единого закупщика, вне зависимости от направления часа.

Скорректированная сумма продажи отрицательных дисбалансов единого закупщика определяется по следующей формуле:

– скорректированная сумма дохода единого закупщика от продажи отрицательного дисбаланса в адрес РЦ БРЭ, в зоне балансирования, за час расчетного периода, в тенге (округляется до сотых);

– сумма положительной разницы доходов и расходов РЦ БРЭ за расчетный период, определяемая в соответствии с частью первой настоящего пункта, в тенге (округляется до сотых);

– сумма отрицательных дисбалансов единого закупщика (по модулю) за расчетный период во всех зонах балансирования, в кВт*ч (округляется до целых);

– отрицательный дисбаланс единого закупщика за час, расчетного периода в зоне балансирования, кВт*ч (округляется до целых);

– сумма доходов от продажи отрицательного дисбаланса единого закупщика, рассчитываемая согласно пунктам 91 и 97 настоящих Правил;

Цены за отрицательный дисбаланс единого закупщика подлежат изменению согласно следующей формуле:

– скорректированная цена за отрицательный дисбаланс единого закупщика, в тенге (округляется до сотых).

При отсутствии отрицательного дисбаланса единого закупщика в расчетном периоде положительная разница между доходами и расходами РЦ БРЭ, указанная в части первой настоящего пункта, будет распределена в следующем расчетном периоде.";

дополнить пунктом 98-4 следующего содержания:

"98-4. Энергопроизводящие организации, выполнявшие диспетчерскую команду системного оператора на повышение генерации, продают все свои отрицательные дисбалансы (не вызванные АРЧМ) посредством покупки отрицательного дисбаланса, по следующей формуле:

– сумма дохода энергопроизводящей организации, выполнявшей диспетчерскую команду системного оператора на повышение генерации, в зоне балансирования, за час расчетного периода, в тенге (округляется до сотых);

– отрицательный дисбаланс энергопроизводящей организации, выполнявшей диспетчерскую команду системного оператора на повышение генерации, в зоне балансирования, за час расчетного периода, в кВт*ч;

– утвержденный уполномоченным органом предельный тариф на продажу электрической энергии данной энергопроизводящей организации, в тенге/кВт*ч.

Данный пункт не распространяется на дисбалансы энергопроизводящих организаций, использующих возобновляемые источники энергии, имеющих заключенный с единым закупщиком и (или) расчетно-финансовым центром долгосрочный договор купли-продажи электрической энергии и договор передачи ответственности с единым закупщиком, совершенные в результате исполнения диспетчерской команды системного оператора на повышение генерации.";

пункты 99, 100 и 101 изложить в новой редакции:

"99. Затраты (доходы) РЦ БРЭ, возникшие в зоне балансирования за час суток

рассчитываются по следующей формуле:

затраты (доходы) РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у энергопередающих организаций в зоне балансирования за данный час суток, за исключением дисбалансов, совершенных энергопередающими организациями, заключившими договор передачи ответственности с другими субъектами, в тенге (округляется до сотых);

затраты (доходы) РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у субъектов, работающих под управлением системы АРЧМ, в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

доходы РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у субъектов, заключивших с Правительством Республики Казахстан договор (соглашение) о разделе продукции, в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

доходы РЦ БРЭ от деятельности по организации и проведению расчетов на балансирующем рынке в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

доходы (затраты) РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у субъектов, исполнявших команды системного оператора при режиме "Авария" в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых);

затраты РЦ БРЭ от покупки отрицательных дисбалансов у субъектов, исполнявших диспетчерские команды системного оператора на повышение генерации в зоне балансирования за данный час суток, в тенге (округляется до сотых).

Значение переменной

до 31 декабря 2024 года приравнивается к нулю.

Значения

рассчитываются РЦ БРЭ согласно приложению 8 к настоящим Правилам.

100. Суммарный за расчетный период (календарный месяц) объем оплаты субъекта в адрес РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию и отрицательные дисбалансы, купленные у него в зоне балансирования за этот период, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

суммарный за расчетный период (календарный месяц) объем оплаты субъекта в адрес РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию и отрицательные дисбалансы, купленные у него в зоне балансирования за этот период, в тенге (округляется до сотых);

сумма, оплачиваемая субъектом РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию (из-за положительных дисбалансов, не вызванных воздействием системы АРЧМ), купленную в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц), в тенге (округляется до сотых);

сумма, оплачиваемая субъектом РЦ БРЭ за отрицательные дисбалансы, купленные в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц), в тенге (округляется до сотых);

– сумма, оплачиваемая субъектом, работающей под управлением системы АРЧМ, РЦ БРЭ за положительные дисбалансы, вызванные воздействием данной системы АРЧМ в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц) (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если субъект не работает под управлением системы АРЧМ);

сумма, оплачиваемая субъектом РЦ БРЭ за положительные дисбалансы, совершенные в результате исполнения команд системного оператора в режиме "Авария" в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц) (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если субъект не совершил положительные дисбалансы, в результате исполнения команд системного оператора в режиме "Авария").

101. Суммарный за расчетный период (календарный месяц) объем оплаты РЦ БРЭ в адрес субъекта за балансирующую электроэнергию и отрицательные дисбалансы, купленные у него в зоне балансирования за этот период, рассчитывается РЦ БРЭ по следующей формуле:

суммарный за расчетный период (календарный месяц) объем оплаты РЦ БРЭ в адрес субъекта за балансирующую электроэнергию и отрицательные дисбалансы, купленные у него в зоне балансирования за этот период, в тенге (округляется до сотых);

сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту за отрицательные дисбалансы (не вызванные воздействием системы АРЧМ), проданные в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц), в тенге (округляется до сотых);

сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц), в тенге (округляется до сотых);

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту, работающему под управлением системы АРЧМ за отрицательные дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц) (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если субъект не работает под управлением системы АРЧМ);

сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту, за отрицательные дисбалансы, совершенные в результате исполнения диспетчерских команд системного оператора на повышение генерации в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц) (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если субъект не совершил отрицательные дисбалансы, в результате исполнения диспетчерских команд системного оператора на повышение генерации);

сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ субъекту, за отрицательные дисбалансы, совершенные в результате исполнения команд системного оператора в режиме "Авария" в зоне балансирования за расчетный период (календарный месяц) (округляется до сотых), в тенге (приравнивается к нулю, если субъект не совершил отрицательные дисбалансы, в результате исполнения команд системного оператора в режиме "Авария").

Переменная

до 31 декабря 2024 года приравнивается к нулю.";

пункт 122 изложить в новой редакции:

"122. Субъекты передают ответственность за куплю-продажу балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов провайдеру баланса в рамках одной зоны балансирования по договору передачи ответственности, заключаемого в соответствии с гражданским законодательством Республики Казахстан и сроком действия не менее одного календарного месяца, с одновременным внесением соответствующих изменений в договор купли-продажи балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов, заключенный с РЦ БРЭ согласно пункту 2 статьи 15-10 Закона.

При заключении, изменении или расторжении договора передачи ответственности, внесение изменений в договор купли-продажи балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов, заключенный с РЦ БРЭ, производится с первого числа месяца, следующего за месяцем, в котором субъект обратился в адрес РЦ БРЭ.

При этом субъект, передающий ответственность за куплю-продажу балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов провайдеру баланса, обращается в РЦ БРЭ с уведомлением о заключении, изменении или расторжении договора передачи ответственности не позднее 25 числа месяца обращения.

Получатель адресной поддержки не является провайдером баланса на балансирующем рынке электрической энергии и не передает ответственность за финансовое урегулирование дисбалансов провайдеру баланса.";

пункт 124 изложить в новой редакции:

"124. Субъекты, заключившие договор передачи ответственности с провайдером баланса, в течение действия данного договора, при допущении дисбалансов, не осуществляют с РЦ БРЭ соответствующих операций по купле-продаже балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов.

Операции по купле-продаже балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов, в том числе осуществление взаиморасчетов в соответствии с настоящими Правилами осуществляется провайдером баланса, принявшим ответственность за финансовое урегулирование дисбалансов субъекта, кроме осуществления взаиморасчетов за регулирующие дисбалансы, совершенные субъектом в зоне балансирования в течение часа суток.";

пункт 129 изложить в новой редакции:

"129. Провайдеры баланса включаются в перечень провайдеров, формируемый РЦ БРЭ, который публикуется на интернет-ресурсе формируемый РЦ БРЭ.

Субъект заключает договоры передачи ответственности с одним провайдером баланса в рамках одной зоны балансирования. При этом субъекты, имеющие в своем составе объекты энергопроизводящих организаций, использующих возобновляемые источники энергии и имеющие долгосрочный договор купли-продажи электрической энергии с единым закупщиком и (или) расчетно-финансовым центром, заключают договор передачи ответственности с единым закупщиком по данному объекту.

РЦ БРЭ включает провайдера баланса в перечень провайдеров при его соответствии следующим критериям:

1) субъект, являющийся энергопроизводящей организацией, не принимает ответственность за финансовое урегулирование дисбалансов производства-потребления электрической энергии другой энергопроизводящей организации;

2) две и более энергопроизводящих организации, за исключением энергопроизводящих организаций, использующих возобновляемые источники энергии, имеющие заключенный с единым закупщиком и расчетно-финансовым центром долгосрочный договор купли-продажи электрической энергии, не передают ответственность за финансовое урегулирование собственных дисбалансов производства-потребления электрической энергии одному провайдеру баланса, за исключением гибридных групп;

3) энергопередающая организация не является провайдером баланса.

Актуализация перечня провайдеров баланса осуществляется РЦ БРЭ по факту заключения (расторжения) договоров на передачу ответственности, в течение трех рабочих дней со дня соответствующего заключения.

Энергопроизводящие организации, использующие возобновляемые источники энергии, имеющие заключенный с единым закупщиком и расчетно-финансовым центром долгосрочный договор купли-продажи электрической энергии, передавшие ответственность за финансовое урегулирование собственных дисбалансов производства-потребления электрической энергии провайдеру баланса не подают заявки на участие в регулировании на понижение или повышение.";

пункт 136 изложить в новой редакции:

"136. На основании расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов:

1) РЦ БРЭ определяет общий объем купли-продажи балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов и их стоимость по каждому субъекту за месяц;

2) РЦ БРЭ выставляет субъекту накладную на отпуск запасов на сторону и электронную счет-фактуру одной строкой до 20 (двадцатого) числа месяца следующего за месяцем поставки. Накладная на отпуск запасов на сторону подписывается посредством электронной цифровой подписи (далее – ЭЦП) на официальном интернет-ресурсе РЦ БРЭ в течение 2 (двух) рабочих дней после опубликования расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов. При корректировке расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов, исправленная накладная на отпуск запасов на сторону и электронная счет-фактура направляется в течение 2 (двух) рабочих дней;

3) при получении предварительных расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов РЦ БРЭ выставляет субъекту предварительную накладную на отпуск запасов на сторону и предварительную электронную счет-фактуру;

4) субъект выставляет накладную на отпуск запасов на сторону и электронную счет-фактуру РЦ БРЭ одной строкой до 20 (двадцатого) числа месяца следующего за месяцем поставки. Накладная на отпуск запасов на сторону подписывается посредством ЭЦП на официальном интернет-ресурсе РЦ БРЭ в течение 2 (двух) рабочих дней после опубликования расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов. При корректировке расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов, исправленная накладная на отпуск запасов на сторону и электронная счет-фактура направляется в течение 2 (двух) рабочих дней;

5) при получении предварительных расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов субъект выставляет РЦ БРЭ предварительную накладную на отпуск запасов на сторону и предварительную электронную счет-фактуру;

6) РЦ БРЭ на основаниях расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов, выявляет сальдо задолженности субъектов за прошедший расчетный месяц;

7) РЦ БРЭ на основании выявленных сальдо задолженности формирует пары между субъектами, РЦ БРЭ для последующего взаиморасчетов по денежным обязательствам. РЦ БРЭ формирует реестр взаимозачетов между субъектами.";

пункт 146 изложить в новой редакции:

"146. РЦ БРЭ в автоматическом режиме с использованием программного обеспечения формирует пары между участниками балансирующего рынка электрической энергии для осуществления взаиморасчетов с учетом соблюдения в совокупности следующего порядка:

1) обеспечение минимизации количества заключенных пар;

2) обеспечение приоритетности формирования пар между субъектами, расположенными в одном регионе (области);

3) обеспечение недопущения формирования одинаковых пар в последующих 3 (трех) месяцах.

4) обеспечение приоритетного формирования пар между субъектами, которые не погасили между собой задолженность по предыдущим реестрам взаимозачетов. Если дебитор не погасил задолженность перед кредитором по предыдущему реестру взаимозачетов и стал кредитором по итогам нового реестра, то в пару в приоритете ставится кредитор, которому он не оплатил задолженность по предыдущему реестру взаимозачетов.

Приоритет, указанный в подпункте 4) настоящего пункта, учитывается до применения подпунктов 1, 2) и 3) настоящего пункта.

Если при формировании реестра взаимозачетов между субъектами с учетом вышеуказанных совокупных условий у нескольких субъектов остаются не закрытые денежные обязательства, то реестр взаимозачетов между субъектами формируется без применения положения подпункта 3) настоящего пункта.

При невыполнении части второй настоящего пункта и наличия у нескольких субъектов энергии незакрытых денежных обязательств, реестр взаимозачетов между субъектами формируется без применения положения подпунктов 2) и 3) настоящего пункта.

При невыполнении части третьей настоящего пункта и наличия у нескольких субъектов незакрытых денежных обязательств, реестр взаимозачетов между субъектами формируется без применения положения подпунктов 1), 2) и 3) настоящего пункта.

При невыполнении части четвертой настоящего пункта и наличия у нескольких субъектов незакрытых денежных обязательств, реестр взаимозачетов между субъектами формируется без применения положения подпунктов 1), 2) и 3) настоящего пункта.";

в приложении 2:

пункт 16 изложить в новой редакции:

"16. На основании расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов:

1) расчетный центр балансирующего рынка определяет общий объем купли-продажи балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов и их стоимость по каждому субъекту за месяц;

2) расчетный центр балансирующего рынка выставляет субъекту накладную на отпуск запасов на сторону и электронную счет-фактуру одной строкой до 20 (двадцатого) числа месяца следующего за месяцем поставки. Накладная на отпуск запасов на сторону подписывается посредством ЭЦП на официальном интернет-ресурсе расчетного центра балансирующего рынка в течение 2 (двух) рабочих дней после опубликования расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов. При корректировке расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов исправленная накладная на отпуск запасов на сторону и электронная счет-фактуру направляется в течение 2 (двух) рабочих дней;

3) субъект балансирующего рынка электрической энергии выставляет накладную на отпуск запасов на сторону и электронную счет-фактуру одной строкой расчетному центру балансирующего рынка до 20 (двадцатого) числа месяца следующего за месяцем поставки. Накладная на отпуск запасов на сторону подписывается посредством ЭЦП на официальном интернет-ресурсе расчетного центра балансирующего рынка в течение 2 (двух) рабочих дней после опубликования расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов. При корректировке расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов исправленная накладная на отпуск запасов на сторону и электронная счет-фактуру направляется в течение 2 (двух) рабочих дней;

4) расчетный центр балансирующего рынка на основании расчетов почасовых объемов балансирующей электроэнергии и почасовых дисбалансов выявляет сальдо задолженности субъектов за прошедший расчетный месяц;

5) расчетный центр балансирующего рынка на основании выявленных сальдо задолженности формирует пары между субъектами балансирующего рынка электрической энергии, расчетным центром балансирующего рынка для последующего произведения взаиморасчетов по денежным обязательствам.";

пункт 38 изложить в новой редакции:

"38. Субъект балансирующего рынка электрической энергии согласен на перевод долга на субъекта, указанного в реестре взаимозачетов между субъектами.";

в приложении 7:

заголовок изложить в новой редакции:

"Определение цены, по которой расчетный центр балансирующего рынка оплачивает системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток и соответствующую положительному отклонению на границе с РФ за данный час суток.

Определение цены, по которой системный оператор оплачивает расчетному центру балансирующего рынка за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, и соответствующий отрицательному отклонению на границе с РФ за данный час суток.";

пункт 1 изложить в новой редакции:

"1. Цена, по которой расчетный центр балансирующего рынка оплачивает системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток и соответствующую положительному отклонению на границе с РФ за данный час суток, а также цена, по которой системный оператор оплачивает расчетному центру балансирующего рынка за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, и соответствующий отрицательному отклонению на границе с РФ за данный час суток, определяются по следующим формулам:

– цена, по которой расчетный центр балансирующего рынка оплачивает системному оператору за балансирующую электроэнергию, проданную в зоне балансирования за час суток и соответствующую положительному отклонению на границе с РФ за данный час суток, в тенге/кВт*ч, без НДС (значение не округляется);

– цена, по которой системный оператор оплачивает расчетному центру балансирующего рынка за отрицательный дисбаланс, купленный в зоне балансирования за час суток, и соответствующий отрицательному отклонению на границе с РФ за данный час суток, в тенге/кВт*ч, без НДС (значение не округляется).";

приложение 8 к указанным Правилам изложить в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

2. Департаменту развития электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования, за исключением:

1) абзацев семьдесят третьего, семьдесят четвертого, семьдесят пятого, семьдесят шестого, семьдесят седьмого, семьдесят восьмого, семьдесят девятого, восьмедесятого, восемьдесят первого, восемьдесят второго и восемьдесят третьего пункта 1 настоящего приказа, которые вводятся действие с 1 ноября 2024 года;

2) абзацев сто тридцатого, сто семьдесят второго, сто восемьдесят седьмого, двести двадцать седьмого, двести девяносто седьмого, двести девяносто восьмого, двести девяносто девятого, трехсотого, триста первого, триста второго и триста третьего пункта 1 настоящего приказа, которые вводятся действие с 1 января 2025 года.

исполняющий обязанности
Министра энергетики
Республики Казахстан

Е. Аккенженов

"СОГЛАСОВАН"
Агентство по защите
и развитию конкуренции
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан

	Приложение к приказу исполняющий обязанности Министра энергетики Республики Казахстан от 11 декабря 2024 года № 455
	Приложение 8 к Правилам функционирования балансирующего рынка электрической энергии

Расчет величин

1. Затраты (доходы) РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у энергопередающих организаций в зоне балансирования за час суток

, в тенге (округляется до сотых), определяются по формуле:

– сумма по j;

j – порядковый номер, изменяющийся от 1 до z;

z – количество субъектов (энергопередающих организаций), оказывающих на основе договоров услугу по передаче электрической или тепловой энергии, совершивших положительный дисбаланс в зоне балансирования за данный час;

– сумма, оплачиваемая энергопередающей организации РЦ БРЭ, за положительный дисбаланс, совершенный j-м энергопередающей организацией, за исключением регулирующего дисбаланса, купленный в зоне балансирования за данный час суток, согласно пункту 88-1 настоящих Правил, в тенге (округляется до сотых);

сумма по і;

i – порядковый номер, изменяющийся от 1 до w;

w – количество субъектов (энергопередающих организаций), оказывающих на основе договоров услугу по передаче электрической или тепловой энергии, совершивших отрицательный дисбаланс в зоне балансирования за данный час;

– сумма, оплачиваемая РЦ БРЭ энергопередающей организации, за отрицательный дисбаланс, совершенный i-м энергопередающей организацией, за исключением регулирующего дисбаланса, купленный в зоне балансирования за данный час суток, согласно пункту 88-1 настоящих Правил, в тенге (округляется до сотых).

2. Затраты (доходы) РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у субъектов, работающих под управлением системы АРЧМ, в зоне балансирования за час суток

, в тенге (округляется до сотых), определяются по формуле:

– j-ая цена, по которой субъект, работающий под управлением системы АРЧМ, покупает у РЦ БРЭ балансирующую электроэнергию, обусловленную его положительными дисбалансами, вызванными воздействием данной системы АРЧМ, определяемого согласно пункту 87 настоящих Правил, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– положительный дисбаланс j-го субъекта, работающего под управлением системы АРЧМ, вызванный воздействием данной системы АРЧМ в зоне балансирования за данный час (округляется до целых), в кВт*ч;

сумма по j;

j – порядковый номер, изменяющийся от 1 до y;

y – количество субъектов, работающих под управлением системы АРЧМ, совершивших положительный дисбаланс по причине воздействия системы АРЧМ в зоне балансирования за данный час;

– i-ая цена, по которой субъект, работающий под управлением системы АРЧМ, продает РЦ БРЭ свои отрицательные дисбалансы, вызванные воздействием данной системы АРЧМ, определяемого согласно пункту 87 настоящих Правил, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

– модуль отрицательного дисбаланса i-го субъекта, работающего под управлением системы АРЧМ, вызванного воздействием данной системы АРЧМ в зоне балансирования за данный час (округляется до целых), в кВт*ч;

– сумма по

;

– порядковый номер, изменяющийся от 1 до h;

h – количество субъектов, работающих под управлением системы АРЧМ, совершивших отрицательный дисбаланс по причине воздействия системы АРЧМ в зоне балансирования за данный час.

3. Доходы РЦ БРЭ от продажи балансирующей электроэнергии и покупки отрицательных дисбалансов у субъектов, заключивших с Правительством Республики Казахстан договор о разделе продукции, в зоне балансирования за час суток определяются по следующей формуле:

– суммарный за предыдущий расчетный период (календарный месяц) объем оплаты субъектов, заключивших с Правительством Республики Казахстан договор о разделе продукции, в адрес РЦ БРЭ за балансирующую электроэнергию и отрицательные дисбалансы, купленные у них во всех зонах балансирования за этот период, в тенге (округляется до сотых);

– суммарный за предыдущий расчетный период (календарный месяц) объем оплаты РЦ БРЭ в адрес субъектов, заключивших с Правительством Республики Казахстан договор о разделе продукции, за балансирующую электроэнергию и отрицательные дисбалансы, купленные у них во всех зонах балансирования за этот период, в тенге (округляется до сотых);

– модуль суммы всех отрицательных дисбалансов, совершенных субъектами за часы расчетного периода (календарного месяца), определенные как часы на понижение, во всех зонах балансирования, в которую не включены отрицательные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых);

– сумма всех положительных дисбалансов, совершенных субъектами за часы расчетного периода (календарного месяца), определенные как часы на повышение, во всех зонах балансирования, в которую не включены положительные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых);

– сумма всех положительных дисбалансов, совершенных энергии за часы расчетного периода (календарного месяца), определенные как часы без регулирования, в зоне балансирования, в которую не включены положительные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых);

– значение, принимающее одно из следующих двух значений, в зависимости от часа суток:

1) модуль суммы всех отрицательных дисбалансов, совершенных субъектами за час суток в зоне балансирования, в которую не включены отрицательные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых), – если час суток определен как час на понижение;

2) сумма всех положительных дисбалансов, совершенных за час суток в зоне балансирования, в которую не включены положительные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых), – если час суток определен как час на повышение;

3) сумма всех положительных дисбалансов, совершенных субъектами за час суток в зоне балансирования, в которую не включены положительные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых), – если час суток определен как час без регулирования;

u – безразмерный коэффициент, принимающий следующие значения:

4. Операционные затраты РЦ БРЭ в зоне балансирования за данный час суток

, в тенге (округляется до сотых), определяются по формуле:

– доходы РЦ БРЭ от деятельности по организации и проведению расчетов на балансирующем рынке во всех зонах балансирования за расчетный период (календарный месяц)

– сумма всех положительных дисбалансов, совершенных субъектами за часы расчетного периода (календарного месяца), определенные как часы без регулирования, в зоне балансирования, в которую не включены положительные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых);

– значение, принимающее одно из следующих двух значений, в зависимости от часа суток:

2) сумма всех положительных дисбалансов, совершенных субъектами за час суток в зоне балансирования, в которую не включены положительные дисбалансы энергопередающих организаций и дисбалансы, вызванные воздействием системы АРЧМ, в кВт*ч (округляется до целых), – если час суток определен как час на повышение;

5. Затраты (доходы) РЦ БРЭ по итогам покупки и продажи дисбалансов, вызванных командами системного оператора в зоне балансирования за данный час суток в режиме "Авария"

в тенге (округляется до сотых), определяются по формуле:

сумма по j;

j – порядковый номер, изменяющийся от 1 до y;

y – количество субъектов, совершивших положительный дисбаланс, вызванные командами системного оператора в зоне балансирования за данный час суток в режиме "Авария";

– положительный дисбаланс j-го субъекта, совершивший положительный дисбаланс, вызванный командой системного оператора в зоне балансирования за данный час суток в режиме "Авария", в кВт*ч;

– это цена, рассчитанная согласно пункту 98-2 настоящих Правил;

– отрицательный дисбаланс i-го субъекта, совершивший положительный дисбаланс, вызванный командой системного оператора в зоне балансирования за данный час суток в режиме "Авария", в кВт*ч;

В часы, в которых режим "Авария" не действовал, значение

приравнивается к нулю.

6. Затраты РЦ БРЭ в зоне балансирования за данный час суток связанные с исполнением субъектами диспетчерских команд системного оператора на повышение генерации

, определяются по формуле:

– затраты РЦ БРЭ в зоне балансирования за данный час суток связанные с исполнением субъектами диспетчерских команд системного оператора на повышение генерации, тенге (округляется до сотых);

– отрицательный дисбаланс, совершенный k-ой энергопроизводящей организацией, исполнявшей диспетчерские команды системного оператора на повышение генерации, за час расчетного периода (календарного месяца) в зоне балансирования, в кВт*ч (округляется до целых);

– предельный тариф на продажу электрической энергии k-ой энергопроизводящей организации, действующий на рассчитываемый час, в тенге/кВт*ч (округляется до сотых);

k – порядковый номер, изменяющийся от 1 до m;

m – количество энергопроизводящих организаций, исполнявших диспетчерские команды системного оператора на повышение генерации в зоне балансирования за данный час.

7. Если по итогам текущего и предыдущего расчетного периода у РЦ БРЭ в результате купли-продажи балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов в зоне балансирования возникли непокрытые затраты либо дополнительные доходы, то данные затраты (либо доходы) учитываются в соответствующей составляющей

текущего расчетного периода.