1. Что делать Поставщику в случае, когда предельного уровня оплаты мощности не хватает для компенсации затрат?

При формировании заявки на КОМ необходимо учитывать прогнозную прибыль на РСВ. Если и при этом предельного уровня не хватает, то подавая экономически обоснованную заявку с ценой выше предельного уровня, такой поставщик априори не сможет пройти КОМ. При этом поставщик может подать заявление на вывод неэффективного генерирующего оборудования из эксплуатации.
Далее

2. Останется ли в распоряжении покупателей после 2011 года механизм продажи излишков мощности, приобретённой, например, по СДЭМ (в случае снижения фактического пика мощности по сравнению с прогнозным)?

С 1 января 2011 года перепродажа излишков мощности не предусмотрена. При этом предусмотрено, что объём покупки мощности по СДЭМ снижается, если мощность оказывается невостребованной. Таким образом, излишков возникать не будет.

3. Новые и действующие объекты участвуют в КОМ на единых условиях?

Да. Но при недостатке предложения на КОМ новые объекты могут участвовать в дополнительном отборе инвестиционных проектов.

4. Можно ли заключать СДМ до КОМ? Что делать в случае, если мощность СДМ не будет отобрана?

Да, можно. Однако в зачёт Покупателю при определении фактической величины обязательств по покупке мощности пойдёт только отобранная на КОМ и поставленная на ОРЭ (аттестация + готовность) мощность.

5. Максимальный уровень цены в ЗСП будет распространяться на всех поставщиков в ЗСП (даже тех, объём мощности которых с учётом всех аффилированных лиц менее 15%)?

Да. Максимальный уровень цены в ЗСП будет распространяться на всех поставщиков в ЗСП.

6. Каковы основные принципы участия в ДРМ генерации, работающей по теплофикационному циклу?

Такая генерация участвует в рынке мощности на общих основаниях. При этом в Постановление Правительства РФ включено поручение ФСТ России разработать перечень мероприятий, направленных на доведение тарифов на тепловую энергию до экономически обоснованного уровня.

7. Какие существуют меры воздействия на энергосбытовые компании-неплательщиков, приобретающие электрическую энергию (мощность) у гарантирующих поставщиков на розничных рынках?

В случае возникновения задолженности со стороны энергосбытовой организации – неплательщика отсутствует возможность фактического введения ограничения, так как это может привести к ограничению режима потребления добросовестных потребителей, что противоречит нормам статьи 38 Федерального закона №35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г.
Далее

8. Как учитывается величина норматива на собственные нужды, а также отклонение вверх и вниз от этого норматива, при продаже мощности?

Объём фактически поставляемой мощности определяется как предельный (аттестованный) объём мощности, умноженный на коэффициент готовности, за вычетом объёма потребления на собственные нужды (в пределах норматива).
Далее

9. Как должна производиться оплата энергосбытовой организацией второй половины договорного объема покупки электроэнергии в адрес гарантирующего поставщика в случае применения условия о предоплате 50% договорного объема?

На данный момент в Правилах розничных рынков не уточнено, как именно производится оплата второй половины договорного объема потребления электрической энергии (мощности) в случае применения условия о предоплате. В соответствии с п. 70 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации № 530 от 31 августа 2006 г.
Далее

10. Как будет работать модель ДРМ в случае снижения спроса (потребления)?

В случае снижения спроса Покупатели в совокупности все равно должны будут оплатить всю отобранную на КОМ мощность и поставленную на ОРЭ (аттестация + готовность). Таким образом, оплате будет подлежать больший объём мощности.

11. Изменится ли роль коэффициента резервирования в ДРМ?

Да. На сегодняшний день плановый коэффициент резервирования определяется исходя из объёмов мощности, представленных в балансе ФСТ, как отношение всей мощности поставщиков в балансе к собственному максимуму потребления покупателей в балансе. В ДРМ плановый коэффициент резервирования будет определяться исходя из объёмов технологически необходимого в энергосистеме резерва мощности в соответствии с методикой Минэнерго.
Далее

12. Если группа аффилированных лиц имеет станции в разных ЗСП, а доминирующее положение зафиксировано в одной ЗСП, обязана ли будет данная компания подавать ценопринимающие заявки только в одной ЗСП или по всем своим объектам генерации?

Доля генерации такого Поставщика, а соответственно и объем обязательного ценопринимания определяется дифференцированно по каждой ЗСП.

13. Где предусмотрено что все станции Участника, которые не ввели какой либо объект по ДПМ своевременно, будут получать минимум из тарифа и цены КОМ?

Пункт 86.38 Постановления  Правительства РФ №89 от 24.02.2010 г.

14. Вопросы про заключение СДМ: договоры заключаются только на продажу/покупку мощности (без э/э)? Как определяются контрагенты по СДМ? Как учитываются и учитываются ли вообще ограничения по ЗСП?

Допускается заключение СДМ как на продажу только мощности, так и на продажу электроэнергии и мощности. Причём электроэнергия учитывается по правилам СД (свободных договоров купли-продажи электроэнергии), а мощность учитывается по правилам СДМ (свободных договоров купли-продажи мощности). Контрагенты определяются по соглашению сторон. Контрагенты должны быть расположены в рамках одной ЗСП.

15. Возможна ли ситуация возникновения нулевых цен за мощность в том случае, если в «избыточных» ЗСП все крупные поставщики имеют более 15% и обязаны подавать ценопринимающие заявки?

В случае, если в указанной ЗСП не применяется предельный уровень платы за мощность, то такая ситуация теоретически возможна. При этом важно отметить, что каждый из этих Поставщиков имеет право подавать ценовые (не ценопринимающие) заявки на часть мощности, не превышающую 15% всей мощности в ЗСП.

16. В ДПМ на данный момент предусмотрено право получить нештрафуемую отсрочку ввода на 1 год. Сохраняется ли это?

Да. Сохраняется, если выполнены все условия указанные в договоре, которые необходимы для получения отсрочки.

17. Будут ли применяться дополнительные требования к заявкам до выхода ПП РФ по антимонопольному регулированию?

Вне зависимости от постановления по антимонопольному регулированию будут применяться требования, отражённые в ПП №89:обязательное ценопринимание на часть объёма мощности для Поставщиков с большой долей генерации в ЗСП; ценопринимание для всех АЭС и ГЭС в 2011-2012 гг.
Далее

18. Будут ли применятся штрафные санкции по отношению к крупному потребителю, который подал заявку на плановое потребление (долгосрочное) и потребил мощности меньше, чем указано в заявке?

Если пиковое потребление такого Потребителя меньше заявленного, то он всё равно должен полностью оплатить объём мощности, равный произведению заявленного пикового потребления и планового коэффициента резервирования. Если фактическое пиковое потребление будет больше заявленного, то Потребитель также должен оплатить объём мощности, соответствующий превышению заявленного пикового потребления, по более высокой цене (максимум из 1,25*цена КОМ и средней цены мощности по ДПМ).
Далее

19. Будет ли меняться цена мощности в ДПМ от года к году?

Существует несколько факторов, определяющих изменение цены по ДПМ:Будет производиться ежегодная индексация в соответствии с изменением индекса потребительских цен части цены, соответствующей эксплуатационным затратам.Цена ДПМ рассчитывается с учётом прогнозных цен РСВ.
Далее

20. Будет ли в ДРМ реализован механизм, при котором в случае невыполнения Поставщиками обязательств по поставке мощности происходит снижение стоимости мощности и возврат денежных средств Покупателям?

С 1 января 2011 года при невыполнении Поставщиком требований по поддержанию готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии, объём поставляемой мощности для такого Поставщика будет снижен. При этом покупатели мощности совокупно будут покупать меньший объём мощности, что по финансовым последствиям аналогично снижению стоимости мощности.