УВАГА! ДОКУМЕНТ ВТРАЧАЄ ЧИННІСТЬ.
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ З ПИТАНЬ РЕГУЛЮВАННЯ
ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
02.03.1996
Правила Оптового ринку електричної енергії України
(Правила енергоринку)
в редакції від 2 жовтня 1997 року
Інструкція
про порядок здійснення фінансових розрахунків
( Правила втратили чинність на підставі Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики
N 921 ( v0921227-03 ) від 12.09.2003 )
Додаток 2
до Договору між членами Оптового
ринку електричної енергії
( n0001227-96 )
Правила Оптового ринку електричної енергії України
(Правила енергоринку)
в редакції від 2 жовтня 1997 року
( Із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної
комісії з питань регулювання електроенергетики
N 1047а ( va047227-97 ) від 12.11.97
Постановами Національної комісії
регулювання електроенергетики
N 992 ( v0992227-99 ) від 30.07.99
N 633 ( v0633227-01 ) від 19.06.2001
N 226 ( v0226227-02 ) від 06.03.2002 - з 07.03.2002
N 252 ( v0252227-02 ) від 15.03.2002 - з 17.03.2002
N 268 ( v0268227-02 ) від 20.03.2002
N 324 ( v0324227-02 ) від 29.03.2002
N 403 ( v0403227-02 ) від 19.04.2002
N 445 ( v0445227-02 ) від 30.04.2002
N 575 ( v0575227-02 ) від 30.05.2002 - з 01.06.2002
N 599 ( v0599227-02 ) від 05.06.2002
N 768 ( v0768227-02 ) від 10.07.2002 - з 16.07.2002
N 844 ( v0844227-02 ) від 31.07.2002 - з 01.08.2002
N 1120 ( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з 20.10.2002
N 1175 ( v1175227-02 ) від 23.10.2002
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002
N 1265 ( v1265227-02 ) від 19.11.2002 - з 20.11.2002
N 1395 ( v1395227-02 ) від 13.12.2002 )
( По тексту Правил Оптового ринку електричної енергії України
слова "виробники електричної енергії, які не мають
двосторонніх договорів з ДПЕ" замінено на "виробники
електричної енергії, які працюють за ціновими заявками",
а також слова "виробники електричної енергії, що мають
двосторонні договора з ДПЕ" на слова "виробники електричної
енергії, які не працюють за ціновими заявками" згідно
з Постановою Національної комісії регулювання
електроенергетики N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
Зміст
Частина I. ТЕРМІНИ ТА ЇХ ТЛУМАЧЕННЯ
Частина II. ВВЕДЕННЯ ДАНИХ
2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ДАНІ
Частина III. ДАНІ ЗАЯВОК
Частина IV. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ ГРАФІКА
Частина V. ОПЕРАЦІЇ НА НАСТУПНУ ДОБУ
5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК
Частина VI. ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ
6. ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ
Частина VII. ПЕРЕРАХУНОК ГРАФІКА ТА ЗДІЙСНЕННЯ ПЛАТЕЖІВ
7. РОЗРАХУНКОВИЙ ГРАФІК
8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ
Доповнення А до Додатку 2
Умовні позначення
Доповнення Б до Додатку 2
СЛОВНИК
Частина I. Терміни та їх тлумачення
1.1. Терміни та їх скорочення
1.1.1. З метою однозначного розуміння Доповнення А та
Доповнення Б визначають слова, вирази, скорочення, підрядкові
позначення та загальні поняття, що вживаються в цих Правилах.
1.2. Посилання на розділи і т.і.
1.2.1. Посилання в цих Правилах на частини, розділи,
підрозділи, пункти, підпункти та доповнення стосуються частин,
розділів, підрозділів, пунктів, підпунктів та доповнень цих
Правил. Посилання в цих Правилах на статті відносяться до статей
Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України
( n0001227-96 ).
1.3. Спосіб обробки даних і т.і.
1.3.1. Якщо ці Правила не передбачають інших процедур,
будь-які перевірки, розрахунки, визначення, ідентифікації,
підсумки чи узагальнення, які виконуються не Розпорядником системи
розрахунків, повинні здійснюватись за допомогою аналогічного
програмного та апаратного забезпечення, яким користується
Розпорядник системи розрахунків при повному та точному введенні
даних та інформації (які необхідно обробити), у відповідності з
вимогами цих Правил.
1.3.2. У всіх випадках, коли, відповідно до цих Правил,
будь-який розділ, підрозділ, пункт, підпункт чи доповнення вимагає
від Розпорядника системи розрахунків відповідного звіту чи
повідомлення як результат роботи програмного забезпечення,
Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб
відповідні звіти чи повідомлення точно та повністю відображали
результати такої роботи та були надіслані кожній Стороні, яка має
право на одержання таких звітів та повідомлень.
1.3.3. Сторони підтверджують, що результати розрахунків
програмного та апаратного забезпечення залежать від отримання
Розпорядником системи розрахунків даних та інформації від усіх
відповідних Сторін, а також від їх повноти і точності. Розпорядник
системи розрахунків не несе відповідальність за достовірність
даних, які він одержує від членів оптового ринку та результати
розрахунків внаслідок роботи програмного забезпечення, якщо він
діє згідно з цими Правилами.
1.4. Значення фактору часу
1.4.1. Там, де Розпоряднику системи розрахунків відповідно до
цих Правил чи Узгодженого порядку зазначено конкретний термін
виконання обов'язків, необхідно дотримуватись цих термінів. В
інших випадках Розпорядник системи розрахунків повинен виконувати
свої обов'язки максимально швидко в залежності від обставин, які
склалися.
Частина II. Введення даних
2. Обов'язкові дані
2.1. Фізичні дані
Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні надавати
Розпоряднику розрахунків дані, що визначені у цьому розділі.
2.1.1. Дані, які повинні надати:
(1) всі Члени оптового ринку електричної енергії:
- повна назва Члена оптового ринку електричної енергії та
відповідні коди;
- вид підприємницької діяльності, якою займається Член
оптового ринку електричної енергії (форма власності);
- місцезнаходження (повна адреса) Члена оптового ринку
електричної енергії;
- дата вступу Члена оптового ринку електричної енергії в
Договір;
- дата виходу Члена оптового ринку електричної енергії з
Договору.
(2) теплові електростанції (для кожного блока):
- назва електростанції;
- номер блока;
- точки виміру блока;
- встановлена потужність блока (Ру/б, МВт);
- нормативний технічний мінімум навантаження блока (Рнmin/б,
МВт);
- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від
фактичного виробітку блока Эф/б;
- тип палива;
- перелік блоків, які знаходяться в консервації;
мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних
блоків (корпусів);
пуск
регламентна тривалість пуску блоку (корпусу) (Т ) з
б
різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та
холодного);
мінімальна кількість блоків по "живучості" електростанції на
весняно-літній та осінньо-зимовий період
( Пункт 2.1.1 (2) із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
(3) гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):
- найменування електростанції;
- номер електростанції;
- точки виміру на електростанції;
- встановлена потужність електростанції (Ру/с, МВт);
- корисний відпуск електростанції (Ро/с, %), що виражається у
відсотках від фактичного виробітку Эф/с;
(4) атомні електростанції (для кожного блока)
- найменування АЕС;
- номер блока;
- точки виміру блока;
- максимальна потужність блока (Рм/б, МВт);
- нормативний технічний мінімум навантаження блока (Рнmin/б,
Мвт);
- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від
фактичного виробітку Эф/б;
(5) оператори зовнішніх перетоків:
- найменування зовнішнього перетока;
- номер зовнішнього перетока;
- точки вимірів та напруга зовнішнього перетока;
- пропускна здатність зовнішнього перетока (Рвн/і);
(6) постачальники електричної енергії:
- найменування мережної точки постачання (МТП);
- точки вимірювання.
(7) крупні споживачі електричної енергії:
- найменування споживчої мережної точки постачання (СМТП);
- точки вимірювання.
2.1.2. Параметри, що відносяться до вимірювальних систем, які
експлуатує чи повинна експлуатувати відповідна Сторона:
(1) Найменування підприємства, яке експлуатує вимірювальне
обладнання;
(2) Призначення вимірювального обладнання:
1) погодинне вимірювання чи вимірювання з накопиченням
кількості прийняття активної електричної енергії, реактивної
електричної енергії; погодинне вимірювання чи вимірювання з
накопиченням кількості видачі активної електричної енергії,
реактивної електричної енергії;
2) вимірювання напруги у точках приєднання вимірювального
обладнання;
3) інші дані в залежності від типу вимірів.
(3) Місцезнаходження:
1) основний електрогенератор, допоміжне обладнання
електростанції, блочний трансформатор чи станційний трансформатор
із номерами лічильників (у випадку розташування вимірювального
обладнання на території електростанції);
2) співвідношення з Мережною точкою постачання та положення
розрахункового лічильника в структурі системи вимірювання (у всіх
випадках).
(4) Коефіцієнти втрат між вимірювальним приладом та Межою
ринку.
(5) Інші дані, що можуть вимагатися діючими нормами та
інструкціями.
2.1.3. Для тих вимірювальних систем, що відносяться більше,
ніж до одного місцевого постачальника електричної енергії, ці дані
повинні розподілятися між цими електропостачальниками згідно з
діючими нормами та інструкціями.
2.2. Зміни
2.2.1. Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні
змінювати фізичні дані, які їх стосуються та зазначені вище в
підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність з фізичними
характеристиками.
2.2.2. Члени оптового ринку електричної енергії не повинні
змінювати показники фізичних даних, що приведені в підрозділі 2.1,
частіше, ніж двічі, протягом будь-якого календарного місяця, за
виключенням випадків, передбачених Узгодженим порядком.
Розпорядник системи розрахунків повинен одержувати повідомлення
відповідно до зазначених вище даних чи змін до них, а Член
оптового ринку електричної енергії повинен забезпечити повноту та
точність наданих даних.
2.2.3. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити,
щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі дані що залежать від
цих змін, були змінені відповідно.
2.2.4. Розпорядник системи розрахунків повинен занести дані,
приведені вище, до Системи розрахунків протягом двох днів з
моменту отримання повідомлення про ці дані чи внесення змін до
них.
Частина III. Дані заявок
Кожен день, не пізніше 9-30, всі виробники електричної
енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків набір
заявлених цін та декларацію щодо робочої потужності на наступну
добу для кожного блока, який не знаходиться в ремонті та може бути
включений в роботу протягом 24 годин (для газомазутного
енергоблоку 800 МВт - протягом 72 годин). Набір заявлених цін має
відображати рівень цін, за якими виробник електричної енергії
спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок електричної
енергії. Заявка робочої потужності має відображати потенційну
спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний
розрахунковий період наступної доби. ( Абзац перший частини III із
змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 445 ( v0445227-02 )
від 30.04.2002, в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 )
від 31.10.2002; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1395 ( v1395227-02 ) від 13.12.2002 )
3.1. Виробники електричної енергії, які працюють за ціновими
заявками
3.1.1. Всі виробники електричної енергії, які працюють за
ціновими заявками, повинні подавати цінову заявку, яка містить
такі дані для кожного блока:
(1) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих
прирощених заявлених цін на електроенергію, відпущену в оптовий
ринок (Цз/бх, грн/МВтг, не більш, як з двома знаками після коми),
та відповідні їм потужності блока (Рбх), які визначають ті рівні
генерації, (МВт), при яких відповідні заявлені ціни можуть бути
застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків та корпусів
двокорпусних блоків. У всіх
рmin
випадках Р < = Р .
бх бр
( Пункт 3.1.1 (1) із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
(2) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ), які
б
відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних,
гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості
n1
пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
б
n2
пуску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних
б
вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
( Пункт 3.1.1 (2) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 )
від 31.10.2002 )
(3) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б
двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
xx1
однокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу
б
xx2
блока для двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються
б
цілими числами, грн/год;
( Пункт 3.1.1 (3) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 )
від 31.10.2002 )
(4) для кожного розрахункового періоду наступної доби
максимальну робочу потужність (Ррmax/бр) та робочий мінімум
потужності (Ррmin/бр) у кожному розрахунковому періоді, МВт;
(5) мінімальна тривалість роботи (Т ) між послідовними
б
0
циклами зупинки блока та мінімальна тривалість простою (Т ) між
б
послідовними циклами роботи блока, год;
( Пункт 3.1.1 (5) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 )
від 31.10.2002 )
(6) ознака маневровості, яка визначає, чи є блок маневровим
(Мбр = 1) або неманевровим (Мбр = 0) для кожного розрахункового
періоду, відповідно до визначень, приведених у підрозділі 3.5.
(7) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні
знаходитись у роботі за станційними обмежаннями з надання
станційних номерів цих блоків.
(8) ознака обов'язкової роботи (Ов = 1) - обов'язкового
б
включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів
або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до
резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не
декларується (Ов = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової
б p max p min
роботи (Ов = 1) працюють по заявленому графіку (Р = Р )
б бр бр
погодженому з диспетчерським центром та ДПЕ.
( Пункт 3.1.1 доповнено підпунктом (8) згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
3.1.2. ДПЕ за даними НЕК "Укренерго" встановлює блокам, які
мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі ОЕС України,
ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ВР = 1. Усім
бр
іншим блокам встановлюється ознака ВР = 0.
бр
( Розділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.2 згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 575
( v0575227-02 ) від 30.05.2002 )
3.1.3. Всі виробники електричної енергії, які працюють за
ціновими заявками, щоденно повинні надавати загально станційні
дані, що містять кількість маневрених блоків за ознакою
пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом
розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна
перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою
пуску/зупинки згідно з пунктом 3.1.1 та кількості блоків, які
можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально
допустимого складу обладнання по "живучості" станції.
( Пункт 3.1 доповнено підпунктом 3.1.3 згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
3.2. Виробники електричної енергії, які не працюють за
ціновими заявками
3.2.1. Всі виробники електричної енергії, які не працюють за
ціновими заявками, повинні надавати заявку щодо кожного блока;
неблочні електростанції - щодо станції в цілому. В цій заявці
необхідно вказати:
для кожного розрахункового періоду наступної доби -
максимальну робочу потужність (Ррmax/б(с)р) та робочий мінімум
потужності (Ррmin/б(с)р), МВт;
3.2.2. ДПЕ повинно надавати будь-яку додаткову інформацію, що
необхідна Розпоряднику системи розрахунків для виконання своїх
функцій.
3.3. Імпорт, експорт
3.3.1. ДПЕ повинно надати Розпоряднику системи розрахунків
узгоджений графік імпорту та експорту електричної енергії (Риэ/ір,
Мвт) на кожний розрахунковий період наступної доби, а також тарифи
на електроенергію чи потужність, що відповідають погодженим
графікам та відхиленням від них.
3.4. Заявки постачальника електричної енергії
3.4.1. Кожний день, не пізніше 08-30, кожний місцевий та
незалежний постачальник електричної енергії повинен надати
Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання (Рэп/пр, МВт)
на кожний розрахунковий період наступної доби, а також прогноз
добового споживання (Ээп/п, МВт.г).
3.5. Процедури, загальні для всіх заявок виробників
електричної енергії
( Пункт 3.5 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
3.5.1. Для кожного розрахункового періоду на кожну добу
максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока
(Ррmax/бр) не повинна перевищувати встановлену потужність блока
(Ру/б) (для АЕС - максимальну потужність блока (Рм/б)), а також
має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність
(Ррmin/бр). Заявлена максимальна робоча потужність блока в години
нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну
робочу потужність блока в години максимального навантаження.
( Пункт 3.5.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
3.5.2. Мінімальна робоча потужність (Ррmin/бр) кожного блока
не повинен перевищувати встановлену потужність блока (Ру/б) для
АЕС - максимальну потужність блока (Рм/б)), але він може бути
нижчим за нормативно-технічний мінімум навантаження блока
((Рнmin/б), якщо це значення дійсно відображає фактичні можливості
блока. Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години
максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена
мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження.
( Пункт 3.5.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
3.5.3. Для кожного розрахункового періоду наступної доби
виробник електричної енергії повинен повідомити Розпорядника
системи розрахунків про те, що блок треба розглядати як маневровий
(Мбр = 1) чи неманевровий (Мбр = 0) згідно з такими правилами:
(1) М = 1 для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок
бр
чи один з корпусів його котла може бути зупинений та введений в
дію протягом зазначеної доби згідно з наданими в заявці технічними
p 0
параметрами Т, Т ;
б б
( Пункт 3.5.3 (1) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 )
від 31.10.2002 )
(2) Мбр = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в
інтервалі Start <= р <= End, якщо:
(Ррmax/бр - Ррmin/бр) / (Ррmax/бр) >= ДМ;
1) де ДМ - діапазон маневрування, який встановлюється Радою
оптового ринку за погодженням НКРЕ
ДМ - дорівнює 0,15 для вугільних та 0,40 для газомазутових
блоків.
2) Start - це особливий розрахунковий період, що починається
о 6-00.
End - це особливий розрахунковий період, що закінчується о
23-00. Start та End можуть переглядатися Радою Оптового ринку
електричної енергії за поданням Розпорядника системи розрахунків.
(3) у всіх інших випадках Мбр = 0.
3.5.4. Форми заявок встановлюються Розпорядником системи
розрахунків.
3.6. Повторні заявки щодо робочої потужності та маневреності
блоків
3.6.1. У будь-який час виробник електричної енергії може
надати ДПЕ переглянуті заявки робочої потужності чи маневреності
щодо кожного блока, робоча потужність чи маневреність якого
зазнала змін з часу подання останньої заявки. Зміна показників по
вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 11.00,
повинні враховуватись при розрахунку заданого графіка. Після 11.00
переглянуті заявки надаються диспетчеру та повинні враховуватись
їм при веденні режиму.
3.6.2. Робоча потужність, яка є самою низькою серед заявлених
чи перезаявлених максимальних робочих потужностей (Ррmax/бр),
повинна враховуватися як кінцева заявлена робоча потужність
(Рро/б) з метою розрахунку платежу за робочу потужність.
3.7. Перевірка даних
3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити що
дані, які надаються згідно з цим розділом, не протирічать фізичним
даним, що надані згідно з цими Правилами оптового ринку
електричної енергії.
3.7.2. Якщо виробник електричної енергії не надасть дані щодо
будь-якого блока згідно з цим розділом, Розпорядник системи
розрахунків повинен вважати, що цей блок не роботоспроміжний, та
розробляти заданий та розрахунковий графіки згідно з цим
положенням.
3.7.3. Якщо будь-який виробник електричної енергії надає
дані, які не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник
системи розрахунків повинен повідомити про це виробника
електричної енергії та запитати його переглянути дані. Якщо будь з
якої причини це неможливо, Розпорядник системи розрахунків має
право скоригувати ці дані, щоб забезпечити їх відповідність
вимогам цього розділу.
3.7.4. Розпорядник системи розрахунків не має права
коригувати дані, що відповідають розділу 3, за винятком випадків,
що вказані в пункті 3.7.3.
3.8. Визначення робочої потужності
Виробник електричної енергії має право кінцево визначати, чи
буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробник електричної
енергії повинен забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали
фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.
3.9. Диспетчерське управління
3.9.1. ДПЕ повинно здійснювати фізичне диспетчерське
управління всіма електростанціями в повній відповідності з діючими
технічними нормами, погодженими інструкціями та Правилами оптового
ринку електричної енергії ( n0002227-96 ). При цьому пріоритетним
є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та
окремих регіонів у складі ОЕС України, безперервного
електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та
надійності роботи самих електростанцій.
3.10. Скорочення електроспоживання
3.10.1. ДПЕ має право вживати технічні заходи щодо зниження
споживання відповідно до нормативних документів та правил, якщо
робоча потужність недостатня для забезпечення покриття графіка.
Частина IV. Прогноз необхідного покриття
Прогноз електроспоживання
4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до правил,
визначених в діючих нормативно-технічних документах, повинен
підготувати прогноз електроспоживання (Рпт/р, МВт) для кожного
розрахункового періоду наступної доби, враховуючи при цьому:
(1) дані електроспоживання в попередні періоди;
(2) прогноз метерологічних умов на наступну добу;
(3) поточні та ретроспективні погодні умови;
(4) Рэп/пр та Ээп/п, надані всіма постачальниками електричної
енергії відповідно до розділу 3.4;
(5) всі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків
обгрунтовано вважає можливими впливати на споживання.
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків
4.2.1. На основі договорів з операторами зовнішніх перетоків
ДПЕ надає Розпоряднику системи розрахунків прогноз міждержавних
перетоків (Риэ/р) для кожного розрахункового періоду наступної
доби. Для визначення необхідного покриття вони можуть мати форму
сальдо зовнішніх перетоків (експорт мінус імпорт).
4.3. Прогноз необхідного покриття
4.3.1. Відповідно до наступного правила Розпорядник системи
розрахунків готує прогноз необхідного покриття (Рпк/р, МВт), який
повинен бути визначений в кожному розрахунковому періоді наступної
доби:
Рпк/р = Рпт/р + Риэ/р
Частина V. Операції на наступну добу
5. Заданий графік
Щодня, не пізніше 16:00, Розпорядник системи розрахунків
повинен підготувати та видати диспетчерському центру та всім
виробникам, які постачають електроенергію до оптового ринку
відповідний заданий графік навантаження. На підставі цього
заданого графіка Розпорядник системи розрахунків повинен
повідомити всім Членам оптового ринку електричної енергії, які
здійснюють діяльність на ОРЕ, розмір граничної ціни системи та
ціну робочої потужності в кожному розрахунковому періоді наступної
доби. ( Пункт 5 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
5.1. Вибір складу обладнання та заданий графік
навантаження
( Пункт 5.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від
31.10.2002 )
5.1.1. На підставі одержаного відповідно до частини IV
прогнозу необхідного покриття (Рпк/р) та заявок, наданих
відповідно до частини III виробниками електричної енергії по
кожному окремому блоку, Розпорядник системи розрахунків повинен
розробити заданий графік навантаження для кожного окремого блока в
кожному розрахунковому періоді наступної доби.
Для виробників електричної енергії, які працюють за ціновими
заявками, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити:
(1) вибір складу обладнання на розрахунковий період
максимального покриття навантаження від найдешевшого до
найдорожчого блока за їх питомою вартістю згідно з ціновими
пропозиціями, виходячи з наступних умов:
p max
1) якщо Р < = Р < Р , то
б1 бр б2
xx з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б12 бр б1
С = ---------------------------------------------------------- ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц
б12 б1 б2
p max
2) якщо Р < = Р < Р , то
б2 бр б3
xx з з з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б23 бр б2
С = ---------------------------------------------------------------------------------------------- ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц
б23 б2 б3
p max
3) якщо Р < = Р < Р , то
б3 бр б4
xx з з з з з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б3 б3 б2 б3 б34 бр б3
С = ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц .
б34 б3 б4
При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків
повинен враховувати наступні технологічні особливості:
забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами
режиму ОЕС України (мережні обмеження);
забезпечення мінімального складу працюючих блоків по
"живучості" кожної станції (станційні обмеження). У разі
несумісності режиму між заданим (очікуємим) покриттям та
мінімальним складом працюючих блоків по "живучості" станції
Розпорядник системи розрахунків може знижати цей склад до
фактичного, який досягався в ретроспективних режимах, для
забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах
запобігання збільшення зростання частоти електричного струму;
забезпечення обов'язкової роботи блоків після капітального та
середнього ремонтів або реконструкції для проведення випробувань з
подальшим переведенням їх до резерву. При цьому такі блоки
включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та
ДПЕ за ознакою обов'язкової роботи Ов = 1 незалежно від величини
б
цінових пропозицій, наданих виробником на них;
забезпечення 72-х годинної роботи моноблоків 300, 800 МВт та
двокорпусних блоків 300 МВт відповідно до пропозицій виробників
щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки М = 1;
бр
у разі недостатньої кількості маневрених блоків з ознакою
пуску/зупинки М = 1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник
бр
системи розрахунків має можливість за погодженням з виробниками
встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам
p
300 МВт вказану ознаку з відповідними технічними параметрами Т ,
0 б
Т (за параметрами аналогічних блоків станції або за
б
ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки і
подальшого пуску блока без порушення мінімально можливого складу
обладнання по "живучості" станції. При відсутності погодження з
боку виробників на додаткову зупинку блоків Розпорядник системи
розрахунків може примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт,
200 МВт та двокорпусним блокам 300 МВт ознаку пуску/зупинки М = 1
бр
за принципами викладеними в підпункті (2). Якщо вказані дії не
дозволяють розробити збалансований графік навантаження на
розрахункову добу або добу, наступну за розрахункову, то
Розпорядник системи розрахунків може замінити в графіку
навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт,
200 МВт та двокорпусні блоки 300 МВт за ознакою пуску/зупинки
блоку (або корпусу);
графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;
мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;
(2) вибір складу обладнання на розрахунковий період
мінімального покриття навантаження зі складу, визначеного згідно з
підпунктом (1) з відключенням блоків з ознакою маневреності М = 1
бр
в порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією
витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні
в період End-Start та вартістю пуску блоку за формулою:
для моноблоків
p = Start xx з (uз) p min n
S (Ц + Ц x Р ) - Ц
e p = End б бx бр б
С = ---------------------------------------------
б p min
Р
бр
де:
S - сума.
для двокорпусних блоків у разі можливості зупинки корпусу
котла за ознакою пуску/зупинки:
p = Start xx2 з (uз) p min n2
S (Ц + Ц x Р ) - Ц
e p = End б бx бр б
С = --------------------------------------------- ,
б p min
Р
бр
де:
S - сума.
з (uз)
Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна
бx p min
блоку для заявленого мінімального навантаження Р в
бр
розрахунковий період мінімального покриття;
(3) вибір складу обладнання у всіх інших розрахункових
періодах, з перевіркою на можливість послідовного відключення
блоків в кожному розрахунковому періоді від найдорожчого до
найдешевшого блоку для виробників, визначених згідно з підпунктом
(1), виходячи з порядку їх розташування за результатами підпункту
(2) та маневреності М = 1 за ознакою пуску/зупинки з
бр p 0
відповідними технічними параметрами Т , Т ;
б б
(4) розподіл навантаження в кожному розрахунковому періоді за
монотонно зростаючими прирощеними цінами між вибраними до складу
працюючого обладнання блоками згідно з підпунктами (1), (2), (3),
який забезпечує мінімальні витрати в системі на основі очікуваного
режиму електричної мережі з урахуванням технологічних витрат
активної потужності в ній;
(5) визначення порядку пуску блоків з резерву, виходячи з
мінімальної тривалості пуску блоків від часу надання команди
диспетчером до повного навантаження за технічними
характеристиками, що відповідають тепловому стану блоків.
Часом подачі команди на пуск для блоків, тривалість пуску
яких не перевищує восьми годин, умовно приймається початок періоду
Start-End, для всіх інших блоків - початок доби. Блоки з однаковою
тривалістю формують послідовні групи за збільшенням цієї
тривалості. Однаковою тривалістю пуску різних блоків однієї групи
вважається тривалість, що не більше ніж на 30 хвилин перевищує
найменшу тривалості пуску блока даної групи.
Ознака теплового стану блоку визначається на основі наступних
умов:
"гарячий" (ознака "г") - тривалість простою після зупинки до
15 годин;
"напівпрохолодний" (ознака "н1") - тривалість простою після
зупинки від 15 до 30 годин;
(ознака "н2") - тривалість простою після зупинки від 30 до 60
годин;
"холодний" (ознака "х") - тривалість простою після зупинки
більше 60 годин.
У разі однакової тривалості пуску з резерву різних блоків -
блоки ранжуються від найдешевшого до найдорожчого за сумарними
питомими витратами при виробництві електроенергії, які включають
пускові витрати, витрати від синхронізації до набору повного
навантаження та витрати на повному навантаженні від часу виходу на
нього до кінця періоду Start-End.
Розрахункова формула для визначення питомої вартості витрат:
для моноблоків
max
p
пит (пуск) n p = End xx p = Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б СН бр СН бр бр бр
p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
де:
S - сума.
для двокорпусних блоків:
1) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального
навантаження в двокорпусному режимі:
max
КР p
пит (пуск) n1 n2 p = Т xx1 p = End xx2 p = Т з (uз) ГН
С = [Ц + Ц + S Ц + S Ц + S (Э ) x Э +
б б б СН бр КР бр СН бр бр
p = Т p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
2) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального
навантаження в однокорпусному режимі:
max
p
пит (пуск) n1 p = End xx1 p = Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б СН бр СН бр бр бр
p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
3) при пуску блоку з однокорпусного режиму до набору
максимального навантаження в двокорпусному режимі:
max
КР p
пит (пуск) n2 p = Т xx1 p = End xx2 Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б p = 1 бр КР бр СН бр бр бр
p = Т Т
max
p
p = End з (uз) max max Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ] ".
max бр бр бр СН бр max бр
p Т p
Т Т
де:
S - сума.
( Пункт 5.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
5.1.2. Заданий графік повинен розроблятися комплексом
програмного забезпечення згідно з Правилами оптового ринку
електроенергії ( n0002227-96 ) і погодженими інструкціями та
знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків.
5.2. Визначення кінцевої маневреності блока за ознакою
пуску/зупинки та розрахункових заявлених цін
( Пункт 5.2 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від
31.10.2002 )
5.2.1. За даними заявок виробників щодо маневреності блоків
за ознакою пуску/зупинки М = 1 відповідно до частини III та
бр
результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи
розрахунків визначає кінцеву маневреність за ознакою пуску/зупинки
кожного
заявленого блоку М = 1 або М = 0.
бр бр
( Пункт 5.2.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від
31.10.2002 )
5.2.2. На підставі заявок, поданих виробниками електричної
енергії відповідно до частини III, розрахункова заявлена ціна
(Црз/бр) кожного блока буде визначатися відповідно до таких
правил: ( Пункт 5.2.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою
НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
(1) якщо Эг/бр = 0, то Црз/бр = 0;
(2) у всіх інших випадках:
Црз/бр = Циз/бр + Зпт/бр,
де:
1) Циз/бр визначається відповідно до таких правил:
якщо Рб1 >= Эг/бр , то Циз/бр = Цз/б1
якщо Рб1 <= Эг/бр < Рб2
то Циз/бр - точка інтерполяції між Цз/б1 і Цз/б2;
якщо Рб2 <= Эг/бр < Рб3
то Циз/бр - точка інтерполяції між Цз/б2 і Цз/б3;
якщо Рб3 <= Эг/бр < Рб4
то Циз/бр - точка інтерполяції між Цз/б3 і Цз/б4;
якщо Эг/бр >= Рі4
то Циз/бр = Цз/б4
2) якщо Эг/бр = 0, то Цххр/бр = 0;
якщо Эг/бр > 0, то Цххр/бр = Цхх/б
де Цххр/бр - розрахункова ціна холостого хода;
3) якщо Start <= p <= End, то витрати на холостий хід
пт
(З ) дорівнюють:
бр
сг ххр
Т х Ц
пт б б
З = ---------------- х 100
бр р=END г о
S Э х Р
Р=START бр б
пт
в іншому випадку: З = 0
бр
( Підпункт 3 пункту 5.2.2 підрозділу 5.2 в редакції Постанови НКРЕ
N 768 ( v0768227-02 ) від 10.07.2002 - з 16.07.2002 )
Start - це особливий розрахунковий період, що починається о
6-00.
End - це особливий розрахунковий період, що закінчується о
23-00. Особливі розрахункові періоди Start та End можуть
змінюватися Радою Оптового ринку електричної енергії за поданням
Розпорядника системи розрахунків.
5.3. Обчислення ціни блока
5.3.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
ціна кожного блока в цьому розрахунковому періоді (Цб/бр) повинна
визначатися відповідно до таких правил:
(1) для всіх блоків, які є неманевреними М = 0
бр
відповідно до частини III, частини V та для блоків, які працюють з
ознаками вимушеної роботи:
б
Ц = 0;
бр
( Підпункт 5.3.1 (1) в редакції Постанови НКРЕ N 1209
( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
(2) у всіх інших випадках:
якщо Црз/бр > КНКРЕ, то Цб/бр = 0;
якщо Црз/бр <= КНКРЕ, то Цб/бр = Црз/бр.,
К - обмеження граничної ціни системи (грн/МВт x год),
НКРЕ
встановлене НКРЕ.
( Підпункт 5.3.1 (2) із змінами, внесеними згідно з Постановою
НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
5.4. Визначення граничної ціни системи
5.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
гранична ціна системи (Цпс/р) повинна визначатися відповідно до
правила:
max
Цпс/р = б (Цб/бр).
5.4.2. Оцінка граничної ціни системи, яка відповідає даному
розділу 5.4, повинна визначатися як початкова і може відрізнятися
від граничної ціни системи для застосовування при фактичних
торговельних операціях у відповідні розрахункові періоди.
Розпорядник системи розрахунків не несе ніякої відповідальності за
дії Членів оптового ринку електричної енергії, що викликані
результатами оцінки граничної ціни системи.
5.5. Визначення ціни робочої потужності
5.5.1. Кожного дня, не пізніше 16-00, Розпорядник системи
розрахунків повинен повідомити всім Членам оптового ринку
електричної енергії, які здійснюють діяльність на ОРЕ, розмір ціни
робочої потужності для кожного розрахункового періоду наступної
доби.
pm
5.5.2. Ціна робочої потужності (Ц ) визначається для
p
виробників електроенергії, які працюють за ціновими заявками,
окремо для кожної з наступних трьох груп блоків, визначених після
вибору складу обладнання відповідно до частини V:
перша група - блоки, які включені до графіку навантаження на
наступну добу;
друга група - блоки, які знаходяться у резерві на наступну
добу, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від надання
команди диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна
потужність яких не перевищує величини необхідного оперативного
резерву. Величина необхідного оперативного резерву затверджується
НКРЕ за поданням диспетчерського центру;
третя група - інші блоки, що не ввійшли до складу першої та
другої груп.
( Підпункт 5.5.2 пункту 5.2 із змінами, внесеними згідно з
Постановами НКРЕ N 226 ( v0226227-02 ) від 06.03.2002 - з
07.03.2002, N 252 ( v0252227-02 ) від 15.03.2002 - з 17.03.2002; в
редакції Постанов НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002,
N 1265 ( v1265227-02 ) від 19.11.2002 - з 20.11.2002 )
5.5.3. Ціна робочої потужності визначається за формулою:
для періоду Start-End
1) для блоків першої групи
nк
Р
pм pм pм n3 p n
Ц = Ц + Ц + К x ( ---------- )
p(1) (3) (2) nк
max (Р )
p
2) для блоків другої групи
pм pм pм
Ц = Ц + Ц
p(2) (2) (3)
3) для блоків третьої групи
pм pм
Ц = Ц ,
p(3) (3)
в інших розрахункових періодах
pм pм pм
Ц = Ц = Ц = 0 ,
p(1) p(2) p(3)
pм
де Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи,
(3)
що визначається Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ
[грн/МВт];
pм
Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи, що
(2)
визначається Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ[грн/МВт];
nз
К - регулюючий коефіцієнт [грн/МВт], який встановлюється
Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ.
nк
max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття в
p
період Start-End;
nк
Р - значення необхідного покриття в р-му
p
розрахунковому періоді особливого періоду StartЦEnd;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності
для першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного
покриття, що визначається Радою оптового ринку та затверджується
НКРЕ.
( Пункт 5.5 доповнено підпунктом 5.5.3 згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002; із змінами, внесеними
згідно з Постановою НКРЕ N 1265 ( v1265227-02 ) від 19.11.2002 - з
20.11.2002 )
5.6. Визначення ціни за маневреність
5.6.1. Кожного дня, не пізніше 16-00, Розпорядник системи
розрахунків повинен повідомити всім Членам оптового ринку
електричної енергії, які здійснюють діяльність на ОРЕ, розмір ціни
за маневреність для кожного розрахункового періоду наступної доби.
мн
5.6.2. Розмір ціни за маневреність (Ц ) для включених до
бр
заданого графіка навантаження енергоблоків повинен визначатися
відповідно до правил:
пк пк
(1) якщо {Р - min (Р )} = 0,
р р
мн мн
то Ц = К ;
бр мін
рег пк пк
(2) якщо [S дельта Р / (Р - min (Р ))] > = D,
б бр р р
мн мн
то Ц = К ;
бр мін
рег пк пк
(3) якщо C < [S дельта Р / (Р - min (Р ))] < D,
б бр р р
то
мн рег пк пк
К x (S дельта Р / (Р - min (Р )) - С) +
мн мін б бр р р
Ц = ------------------------------------------------------------
бр D - С
мн рег пк пк
+ К x (D - S дельта Р / (Р - min (Р )) )
мах б бр р р
-----------------------------------------------------
рег пк пк
(4) якщо [S дельта Р / (Р - min (Р ))] < = С,
б бр р р
мн мн
то Ц = К ,
бр мах
де:
S - сума;
пк пк
(Р - min (Р )) - нерівномірність заданого графіка
р р
покриття, що визначається як різниця між величиною покриття
розрахункового періоду та величиною покриття на годину
мінімального навантаження;
мн мн
К та К - коефіцієнти маневреності, які встановлюються
мін мах
Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ;
C і D - коефіцієнти обмеження, що характеризують відношення
заявленного регулюючого діапазону до нерівномірності заданого
графіка покриття, які встановлюються Радою оптового ринку та
затверджуються НКРЕ;
рег
дельта Р - початковий регулюючий діапазон
бр
заявлений виробниками електричної енергії, що працюють за ціновими
заявками, в кожному розрахунковому періоді наступної доби, який
визначається за такими правилами:
1) для блоків, які задовольняють умовам визначення кінцевого
регулюючого діапазону за ознакою пуску/зупинки (М = 1) згідно з
бр
частиною V
рег p max
дельта Р = Р - для моноблоків,
бр бр
p max
Р
рег бр
дельта Р = -------- - для двокорпусних блоків,
бр 2
що декларують ознаку маневреності корпусу.
2) для всіх інших блоків та для блоків, які заявлені
маневреними (М = 1) з ознакою обов'язкової роботи:
бр
рег p max p min
дельта Р = Р - Р .
бр бр бр
У разі використання ознаки маневреності (М = 1) блоку
бр
(корпусу), на яких встановлена ознака обов'язкової роботи, його
регулюючий діапазон визначається за формулами підпункту 1).
( Термін в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від
31.10.2002 )
( Розділ 5 частини V доповнено підрозділом 5.6 згідно з Постановою
НКРЕ N 445 ( v0445227-02 ) від 30.04.2002 )
Частина VI. Збір та перевірка даних
6. Збір та перевірка даних
6.1. Змінні, що випливають з даних вимірювань
6.1.1. Кількість експортованої чи імпортованої електричної
енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які
можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза
межами оптового ринку електричної енергії.
6.1.2. Розпорядник системи розрахунків повинен,
використовуючи при потребі відповідне програмне забезпечення:
зібрати дані вимірювань, перевірити достовірність даних вимірів,
встановити постійні поправки, зкоригувати та підсумувати дані
вимірювань для виробників та постачальників електроенергії.
6.1.3. На підставі даних вимірювань для кожного
розрахункового періоду повинні бути визначені значення наступних
параметрів:
Эф/бр - фактичний виробіток блока;
Эфо/ср - фактичний відпуск електростанції;
Эпт/пр - фактичне споживання постачальника електричної
енергії (E Эис/п);
Эрпк/р - повне погодинне розрахункове покриття;
Эвн/ір - фактичний зовнішній переток.
6.1.4. Всі дані вимірювань повинні бути розподілені за
розрахунковими періодами для включення їх в Систему розрахунків.
6.1.5. Зовнішні перетоки (Эвн/ір) повинні бути із знаком (+)
у випадку покупки електричної енергії від зовнішніх енергосистем
та із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім
енергосистемам.
6.1.6. Всі дані вимірювань повинні бути зкориговані з
урахуванням розташування лічильника відносно кордону оптового
ринку електричної енергії. Дані вимірювань виробника електричної
енергії коригуються для визначення фактичного відпуску електричної
енергії (Эфо/бр), який враховує його власні потреби.
6.1.7. Фізичний кордон оптового ринку електричної енергії
визначається точками розподілу та обліку між виробниками
електричної енергії, постачальниками електричної енергії та
компаніями магістральних та міждержавних електромереж.
6.1.8. Звітні місячні дані по обсягах виробництва та
споживання електроенергії надаються виробниками та постачальниками
Розпоряднику системи розрахунків у терміни відповідно до
Узгодженого порядку.
6.2. Достовірність даних вимірювань
6.2.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань, для
визначення платежів, всі Члени оптового ринку електричної енергії
повинні надіслати Розпоряднику системи розрахунків за його запитом
підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії,
виробленої кожним блоком та кожною електростанцією і спожитою
кожним постачальником, з використанням існуючих лічильників
електричної енергії та інших показників вимірювань.
6.2.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних ДПЕ
має право доступу до приміщень Членів оптового ринку електричної
енергії для перевірки вимірювального обладнання, що
використовується при зборі даних для оптового ринку електричної
енергії.
6.3. Втрати в магістральних та міждержавних електромережах
6.3.1. Для кожного розрахункового періоду розрахункової доби
Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити втрати в
магістральних та міждержавних електромережах (Эпс/р), МВт.г як
різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо
в магістральні та міждержавні електромережі та споживанням
електричної енергії постачальниками безпосередньо від
магістральних та міждержавних електромереж. Значення Эпс/р
визначається вимірами і може мати любе значення, що визначається
цими вимірами.
6.4. Диспетчерські команди
6.4.1. Диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику
системи розрахунків диспетчерський журнал, в якому фіксуються всі
команди, які подаються блокам протягом доби, а також поточні зміни
заявлених потужностей та ознак маневрування.
6.4.2. Диспетчерський центр повинен вести облік всіх команд,
що даються по блокам, які включають задане диспетчером
д
навантаження кожному блоку ( Э ). Дані диспетчерського журналу
бр
надаються Розпоряднику системи розрахунків у виді файлів ЕОМ.
( Пункт 6.4.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою N 844
( v0844227-02 ) від 31.07.2002 - з 01.08.2002 )
Частина VII. Перерахунок графіка та цін
7. Розрахунковий графік
7.1. Параметри розрахункового графіка
7.1.1. На підставі повного розрахункового покриття (Ррпк/р),
розрахункових робочих потужностей блоків (Ррмакс/бр, Ррмін/бр),
фактичної маневреності, планових зовнішних перетоків та планових
обсягів виробітку ГЕС розробляється розрахунковий графік для
визначення фактичної граничної ціни системи в кожному
розрахунковому періоді.
7.1.2. Розрахунковий графік розробляється за допомогою
програми розподілу навантаження на тій же підставі, що і заданий
графік відповідно до розділу 5; при цьому можуть бути будь-які
погодинні небаланси потужності внаслідок роботи програмного
забезпечення і ніякі станційні обмежання на включення блоків в
роботу не враховуються. Значення Эг/бр, розраховані за допомогою
розрахункового графіка, повинні використовуватись для визначення
граничної ціни системи для платіжних цілей. Значення ціни робочої
потужності Црм/р, яка використовується при розрахунках Оптової
ринкової ціни та платежів енерговиробникам, має бути визначене у
заданому графіку і не повинно перераховуватись.
7.2. Розрахунок покриття
7.2.1. Розрахункове покриття Ррпк/р для кожного
розрахункового періоду визначається як сума фактичного споживання
брутто та сальдо зовнішніх перетоків (Риэ/р):
Ррпк/р = E Рфпт/р + Риэ/р
б
7.3. Визначення порушень в роботі блоків
7.3.1. На підставі даних диспетчерського журналу програмне
забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були задані
пуски та зупинки блоків (корпусів) за вимогою системи,
встановлюючи ознаку пуску (ДП ) та ознаку зупинки (ДЗ ).
бр бр
Вважати ДП = 1:
бр
д
1) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
д бр-1
Э > 0;
бр
2) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
д д
для блоків 300 МВт, якщо Э < = 150, а Э > 150;
бр-1 бр
д д
для блоків 800 МВт, якщо Э < = 350, а Э > 350.
бр-1 бр
В іншому випадку ДП = 0.
бр
Вважати ДЗ = 1 та ДЗ = 1:
бр бр-1
д д
1) для всіх блоків при зупинці, якщо Э > 0, а Э = 0;
бр-1 бр
2) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:
д д
для блоків 300 МВт, якщо Э > 150, а Э < = 150;
бр-1 бр
д д
для блоків 800 МВт, якщо Э > 350, а Э < = 350.
бр-1 бр
В іншому випадку ДЗ = 0.
бр
( Підрозділ 7.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 844 ( v0844227-02 ) від 31.07.2002 - з 01.08.2002; в редакції
Постанови НКРЕ N 1120 ( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з
20.10.2002, N 1175 ( v1175227-02 ) від 23.10.2002 )
7.3.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо виникне
одна із ситуацій:
пуск
(1) якщо ДП = 0, ДП = 0,..., ДП б = 0,
бр бр-1 бр-Т
ДЗ = 0, Ов = 0
бр б
ф д
та Э < Э x (1 - дельта) чи
бр бр
пуск
(2) якщо ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП б = 0,
бр бр-1 бр-Т
ДЗ = 0, Ов = 0
бр б
ф д
та Э > Э x (1 + дельта)
бр бр
де допустиме відхилення потужності блока (дельта)
встановлюється таким, що дорівнює:
для пиловугільних блоків
800 МВт - 0,04
300 МВт - 0,05
200, 150 і 100 МВт - 0,06,
для газомазутних блоків
800 МВт - 0,025
300 МВт - 0,03.
Якщо блоки підключені до системи АРЧП, то відхилення
виробітку для них встановлюється окремо.
( Підрозділ 7.3 доповнено пунктом 7.3.2 згідно з Постановою НКРЕ
N 1265 ( v1265227-02 ) від 19.11.2002 - з 20.11.2002 )
7.3.3. Для розрахункового періоду, в якому відбулося
порушення, програмне забезпечення встановлює ознаку порушення
блоку Н = 1, у всіх інших розрахункових періодах Н = 0.
бр бр
( Підрозділ 7.3 доповнено пунктом 7.3.3 згідно з Постановою НКРЕ
N 1265 ( v1265227-02 ) від 19.11.2002 - з 20.11.2002 )
7.4. Визначення розрахункової робочої потужності блоків
7.4.1. Програмне забезпечення на основі заявок про робочу
потужність кожного з блоків та ознак порушень блоку визначає
максимальну та мінімальну розрахункову робочу потужність блока
(Ррмакс/бр та Ррмін/бр) відповідно до наступних правил:
(1) якщо Нбр = 0,
то Ррмакс/бр = max (Эф/бр , остання одержана Ррmax/бр)
Ррмін/бр = остання одержана Ррmin/бр
(2) якщо Нбр = 1,
то Ррмакс/бр = min (Эф/бр , остання одержана Ррmax/бр)
Ррмін/бр = min (Эф/бр , остання одержана Ррmin/бр)
7.5. Розрахункова робоча потужність блоків (станцій) ГЕС та
АЕС, що працюють за двосторонніми договорами, приймається по
фактичному виробітку.
7.6. Визначення фактичних витрат на пуски та маневреність
блока
7.6.1. На підставі фактичного виробітку програмне
забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені
фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи
ознаку пуску (ВП ).
бр
Вважати ВП =1:
бр ф
1) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
ф р-1
Э > 0;
р
2) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
ф ф
для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150;
р-1 р
ф ф
для блоків 800 МВт, якщо Э <= 350, а Э > 350.
р-1 р
В іншому випадку ВП = 0
бр
( Пункт 7.6.1 підрозділу 7.6 в редакції Постанови НКРЕ N 768
( v0768227-02 ) від 10.07.2002 - з 16.07.2002 )
7.6.2. На підставі ознак маневреності (Мбр), про які
повідомили виробники електричної енергії, програмне забезпечення
визначає фактичну маневреність (Мф/бр), встанавлюючи Мф/бр рівним
одиниці для кожного розрахункового періоду, в яких Мбр = 1 та
Нбр = 0. В інших розрахункових періодах Мф/бр має дорівнювати
нулю.
7.7. Визначення граничної ціни системи
7.7.1. Фактичні розрахункові заявлені ціни (Црз/бр) та
гранична ціна системи розраховуються згідно з розділом 5. Ціна
блока розраховується відповідно до наступних правил:
(1) для всіх блоків, які фактично є неманевреними
(Мф/бр = 0): Цб/бр = 0;
(2) в інших випадках:
якщо Црз/бр > КНКРЕ, то Цб/бр = 0;
якщо Црз/бр <= КНКРЕ, то Цб/бр = Црз/бр.
7.7.2. Для кожного розрахункового періоду розрахункового
графіка гранична ціна системи (Цфпс/р) повинна визначатися
відповідно до правила
Цфпс/р = max (Цб/бр)
7.8. Визначення фактичної ціни кожного блоку.
7.8.1. Фактичні ціни блоків (Цзв/бр), що використовуються для
розрахунків платежів, визначаються за такою формулою:
Цзв/бр = Цизв/бр + Зфпт/бр
де:
(1) якщо Рб1 >= Эф/бр , то Цизв/бр = Цз/б1;
якщо Рб1 <= Эф/бр < Рб2:
то Цизв/бр = точка інтерполяції між Цз/б1 і Цз/б2;
якщо Рб2 <= Эф/бр < Рб3:
то Цизв/бр = точка інтерполяції між Цз/б2 і Цз/б3;
якщо Рб3 <= Эф/бр < Рб4:
то Цизв/бр = точка інтерполяції між Цз/б3 і Цз/б4;
якщо Эф/бр >= Рб4:
то Цизв/бр = Цз/б4.
(2) якщо Start <= p <= End, то витрати блоку на холостий хід
фпт
(З ) дорівнюють:
бр
фсг ххр
Т х Ц
фпт б б
З = ---------------- х 100
бр р=END г о
S Э х Р
Р=START бр б
фпт
в іншому випадку: З = 0
бр
( Підпункт 2 пункту 7.8.1 підрозділу 7.8 в редакції Постанови НКРЕ
N 768 ( v0768227-02 ) від 10.07.2002 - з 16.07.2002 )
Платежі оптового ринку електричної енергії
8.1. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону
маневреності кожного блоку
рф
8.1.1. Фактична робоча потужність (Р ) кожного блоку для
бр
платежів визначається відповідно до правил:
(1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:
бр
рф ро
Р = Р ;
бр бр
(2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:
бр
рф ф ро
Р = min (Э ; Р ).
бр бр бр
фрег
8.1.2. Фактичний діапазон маневреності (дельта Р )
бр
кожного блоку для платежів визначається за наступними правилами.
(1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:
бр
фрег рег рег
дельта Р = min (дельта Р ; дельта Р )
бр бр бр(кінц)
де:
рег
дельта Р - кінцевий заявлений діапазон регулювання
бр(кінц)
рег
блока, що визначається аналогічно дельта Р (п.п. 5.6.2).
бр
(2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:
бр
фрег
дельта Р = 0.
бр
( Підрозділ 8.1 розділу 8 в редакції Постанови НКРЕ N 445
( v0445227-02 ) від 30.04.2002 )
8.2. Платіж за вироблену електроенергію
8.2.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
виробнику електричної енергії призначається платіж за вироблену
електроенергію всіма його станціями, який визначається за такою
формулою:
э фпс фо
Д = Ц x Э .
ср р ср
8.2.2. Для електростанцій виробника, де є блоки, які
знаходяться в роботі за вимогами режиму електромережі ОЕС України
(ВР = 1), платіж за вироблену електроенергію збільшується на
бр
величину платежу станції за роботу її блоків за вимогами режиму
електромережі:
э фпс фо реж
Д = Ц x Э + Д ,
ср р ср ср
де:
реж реж
Д = S Д ,
ср ВР = 1 бр
бр
S - сума
реж зв фпс ф о
Д = max (Ц - Ц ; 0) x Э x Р /100.
бр бр р бр б
( Підрозділ 8.2 розділу 8 в редакції Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики N 575 ( v0575227-02 ) від
30.05.2002 )
8.3. Платіж за відхилення виробітку від графіка для створення
резерву і виконання вимог системи
8.3.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП,
диспетчерський графік навантаження (Эд/бр) яких відрізняється від
виробітку блока згідно з графіком (Эг/бр), повинні отримувати
плату за вимушений виробіток (Дв/бр), яка обчислюється за такими
формулами: ( Підпункт 8.3.1 із змінами, внесеними згідно з
Постановою НКРЕ N 1120 ( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з
20.10.2002 )
8.3.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення
резерву або за вимогою системи:
зв фпс изв фпс
(1) Ц < Ц та Ц < Ц ;
бр р бр р
Д г ф г
(2) Э < Э та Э < Э ;
бр бр бр бр
пуск
(3) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП б = 0,
бр бр бр-1 бр-Т
ДЗ = 0, Ов = 0, то:
бр б
в- г ф о
Э = (Э - Э ) x Р /100;
бp бp бp б
фо
якщо Э = 0,
бр
в фпс зв в-
то Д = (Ц - Ц ) x Э ;
бp p бp бp
в іншому випадку:
в фпс изв в-
Д = (Ц - Ц ) x Э .
бр p бр бр
( Пункт 8.3.2 в редакції Постанови НКРЕ N 324 ( v0324227-02 ) від
29.03.2002; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1120 ( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з 20.10.2002 )
8.3.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з
вимогами системи:
зв зв
якщо Ц > К , то Ц = К
бp НКРЕ бp НКРЕ
зв фпс изв фпс
(1) Ц > Ц та Ц > Ц ;
бp б бp б
д г ф г
(2) Э > Э та Э > Э ;
бp бр бp бр
пуск
(3) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП б = 0,
бр бр бр-1 бр-Т
ДЗ = 0, Ов = 0, то:
бр б
в+ ф г о
Э = (Э - Э ) x Р /100;
бp бp бp б
г
якщо Э = 0,
бр
в зв фпс в+
Д = (Ц - Ц ) x Э ;
бp бp p бp
в іншому випадку:
в изв фпс в+
Д = (Ц - Ц ) x Э .
бр бр p бр
( Пункт 8.3.3 в редакції Постанови НКРЕ N 324 ( v0324227-02 ) від
29.03.2002; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1120 ( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з 20.10.2002 )
( Пункт 8.3.4 вилучено на підставі Постанови НКРЕ N 1120
( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з 20.10.2002 )
8.4. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи
( Назва підрозділу 8.4 в редакції Постанови НКРЕ N 324
( v0324227-02 ) від 29.03.2002 )
ш
На всі розрахункові періоди, для яких Н = 1, для блоку
бр ш
здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи (Д ),
бр
яке визначається за формулою: ( Абзац перший підрозділу 8.4 в
редакції Постанови НКРЕ N 324 ( v0324227-02 ) від 29.03.2002 )
(1) якщо Нбр = 0, то Дш/бр = 0;
(2) якщо Нбр = 1 і Эф/бр > Эд/бр, то:
Дш/бр = [(Цфпс/р * Кш) * (Эф/бр - Эд/бр)] * Ро/б / 100;
(3) якщо Нбр = 1 і Эф/бр < Эд/бр, то:
Дш/бр = [(Цфпс/р * Кш) * (Эд/бр - Эф/бр)] * Ро/б / 100,
де Кш = 1.
8.5. Плата за робочу потужність
8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
виробнику електричної енергії визначається плата за робочу
pм
потужність (Д ) у відповідності до його належності до
бр
однієї з трьох груп в заданому графіку навантаження. Ця плата
pф
визначається за фактичною робочою потужністю блока (Р )
бр
відповідно до формул:
1) для блоків першої групи
pм pф 0 pм
Д = Р x Р /100 x Ц ;
бр бр б Р(1)
2) для блоків другої групи
pм pф 0 pм
Д = Р x Р /100 x Ц ;
бр бр б Р(2)
3) для блоків третьої групи
pм pф 0 pм
Д = Р x Р /100 x Ц .
бр бр б Р(3)
( Пункт 8.5.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 ( v1209227-02 ) від
31.10.2002 )
8.5.2. Всім блокам, які додатково включені диспетчером в
роботу з резерву нараховується плата за робочу потужність
відповідно до підпункту 8.5.1.(1) з моменту їх синхронізації
( Пункт 8.5 доповнено підпунктом 8.5.2 згідно з Постановою НКРЕ
N 1209 ( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
8.6. Плата за маневреність
Для кожного розрахункового періоду добового графіка виробнику
мн
електричної енергії визначається плата за маневреність (Д ) за
бр
формулою:
мн мн фрег о
Д = Ц x дельта Р x Р .
бр бр бр б
( Розділ 8 доповнено підрозділом 8.6 згідно з Постановою НКРЕ
N 445 ( v0445227-02 ) від 30.04.2002 )
8.7. Плата за пуск блоку (корпусу)
Для кожного розрахункового періоду на інтервалі StartpEnd
добового графіка виробнику електричної енергії визначається плата
п
за пуск блоку (Д ) за формулою:
бр
п 24 п
Д = S ВП х Ц ,
бр р=1 бр б
п
в іншому випадку: Д = 0
бр
( Розділ 8 доповнено підрозділом згідно з Постановою НКРЕ N 768
( v0768227-02 ) від 10.07.2002 - з 16.07.2002 )
8.8. Визначення оптової ціни закупки (Цок/р)
8.8.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
визначається оптова ціна закупки (Цок/р) відповідно до формули:
рм э мн
S Д + Д + S Д
ок бр ср бр
Ц = --------------------- .
р фо
Э
ср
( Підрозділ із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 445
( v0445227-02 ) від 30.04.2002 )
8.9. Додаткові платежі виробникові електричної енергії
Якщо Рада оптового ринку електричної енергії за поданням
Розпорядника системи розрахунків визнає, що на рахунок ОРЕ або з
його боку надійшли платежі, які необхідно сплатити виробнику
електричної енергії додатково у зв'язку з виникненням будь-якого
спірного питання, безнадійним боргом, уточненням вимірів або іншим
узгодженим коригуванням, розподіленим на деякий період часу згідно
з правилами, затвердженими Радою, Розпорядник системи розрахунків
повинен нарахувати такий платіж (Дс/б) і визначити годинний розмір
цього платежу відповідно до такої формули:
Дс/бр = Дс/б / Тсг
8.10. Платежі, що сплачують виробникам електричної енергії,
які працюють за ціновими заявками
Для кожного розрахункового періоду в розрахункову добу
сумарний платіж блоку, крім платежу за вироблену електроенергію,
який належить виробнику електричної енергії, повинен визначатись
відповідно до такої формули (для кожного блока):
р в рм с ш п
Д = Д + Д + Д + Д + Д
бр бр бр бр бр бр
Сумарний платіж станції визначається за формулою:
Дсс/ср = Дэ/ср + E Др/бр
( Підрозділ із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 445
( v0445227-02 ) від 30.04.2002, N 768 ( v0768227-02 ) від
10.07.2002 - з 16.07.2002 )
8.11. Платежі, що сплачують виробникам електричної енергії,
які не працюють за ціновими заявками
Виробники та оператори зовнішніх перетоків, які підписали
двосторонні договора з ДПЕ повинні отримувати тільки ті платежі,
які визначені в їх двосторонніх договорах.
8.12. Платежі постачальників електричної енергії за
використання магістральних та міждержавних мереж
Не пізніше, як за п'ять днів до початку кожного календарного
місяця ДПЕ повинно повідомити кожному Члену оптового ринку
електричної енергії, який здійснює діяльність на ОРЕ, про
очікувані сумарні витрати на наступний місяць на утримання
електромереж. Ця величина потім буде рівномірно розподілена між
періодами максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ) в
наступному календарному місяці для визначення витрат на
вв
магістральну та міждержавну електромережу (Д р). ПМНЕ будуть
вважатися періоди максимального навантаження енергосистеми, які
встановлюються НЕК "Укренерго" та затверджуються НКРЕ.
8.13. Коригування платежів постачальників електроенергії
зп
Коригування платежів постачальників електроенергії (Д )
р
розраховується згідно з формулою:
зп зп' зп''
Д = Д + Д
р р р
де:
зп'
Д - коригування платежів постачальників електроенергії
р
відповідно до платежів атомним електростанціям, розраховується за
формулою:
зп' аес ок фо
Д = Д - (Ц x Э аес ),
р р р `а
де:
аес
Д - платіж атомним електростанціям;
р
фо
Э аес - фактичний відпуск електроенергії атомними
`а
електростанціями;
зп''
Д - коригування платежів постачальників електроенергії
р
відповідно до платежів виробникам, експортерам-імпортерам, які
працюють згідно із двосторонніми договорами, крім платежів атомним
електростанціям, розраховується за формулою:
hZ
зп'' i двк ок фо сг
Д = S (Д - (Ц x Э )) / Т ,
р g=1 ср р ср
де:
S - сума;
двк
Д - сумарний платіж виробникам та
ср
експортерам-імпортерам, які працюють згідно із двосторонніми
договорами, крім платежів атомним електростанціям;
фо
Э - сума фактичного відпуску електроенергії виробниками,
ср
які працюють згідно із двосторонніми договорами, крім атомних
електростанцій, та фактичного сумарного обсягу імпортованої та
експортованої електроенергії;
сг
Т - тривалість добового графіка.
( Розділ в редакції Постанови НКРЕ N 268 ( v0268227-02 ) від
20.03.2002 )
8.14. Платежі ДПЕ
Щомісячні витрати ДПЕ визначаються згідно з Ліцензією з
оптового постачання та рівномірно розподіляються між періодами
максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ) в наступному
єр
календарному місяці для одержання коштів ДПЕ (Д р). ПМНЕ будуть
вважатися періоди максимального навантаження енергосистеми, які
встановлюються НЕК "Укренерго" та затверджуються НКРЕ.
8.15. Додаткові платежі постачальників електричної енергії
Якщо постачальник електричної енергії має здійсніти оплату у
зв'язку з вирішенням будь-якого спірного питання, уточненням
вимірів або іншим узгодженим коригуванням, Розпорядник системи
розрахунків повинен здійснити розрахунки додаткової плати
постачальнику електричної енергії (Дсп/п), який буде сплачений у
термін, визначений Радою оптового ринку електричної енергії.
8.16.
н в с ш вв эр пв зп вт ін п
Ц = S (Д + Д - Д + Д + Д + Д + Д + Д + Д + Д )
р б бр бр бр р р р р р р бр
-----------------------------------------------------------
рпт
Э
р
Плата за пуск блоку (Дпбр) рівномірно розподіляється
Розпорядником системи розрахунків між особливими розрахунковими
періодами від Start до End.
( Пункт в редакції Постанов НКРЕ N 403 ( v0403227-02 ) від
19.04.2002, N 768 ( v0768227-02 ) від 10.07.2002 - з 16.07.2002 )
8.17. Уточнення платежів членам оптового ринку електроенергії
за звітними місячними даними.
8.17.1. Програмне забезпечення визначає середню ціну за добу
та місяць для кожного виробника та постачальника електроенергії.
8.17.2. За даними п.6.1.8. та середніх цін програмне
забезпечення уточнює платежі всім членам оптового ринку.
8.17.3. За даними п.8.15.2. розраховуються відхилення для
постачальників електроенергії та їх остаточні платежі за місяць.
8.17.4. Розпорядник системи розрахунків повинен надавати
Членам ринку дані та інформацію, вказані в Інструкції про порядок
фінансових розрахунків (Додаток 3).
Доповнення А до Додатку 2
Умовні позначення
Підрядкові індекси:
A і B - МВт, величини потужності, які встановлюються Радою
оптового ринку та затверджуються НКРЕ;
C і D - коефіцієнти обмеження, що характеризують відношення
заявленного регулюючого діапазону до нерівномірності заданого
графіка покриття, які встановлюються Радою оптового ринку та
затверджуються НКРЕ;
б - енергоблок;
ВР - 0 чи 1, ознака роботи блока за вимогами режиму
бр
електромережі ОЕС України;
мн
Д - грн., плата блоку за маневреність;
бр
зп
Д - грн., коригування платежів постачальників
р
електроенергії;
зп'
Д - грн., коригування платежів постачальників
р
електроенергії відповідно до платежів атомним станціям;
зп''
Д - грн., коригування платежів постачальників
р
електроенергії відповідно до платежів виробникам,
експортерам-імпортерам, які працюють згідно із двосторонніми
договорами, крім платежів атомним станціям;
п
Д - грн., плата блоку за пуск;
бр
реж
Д - грн., платіж за роботу блока за вимогами режиму
б
електромережі ОЕС України;
реж
Д - грн., платіж станції за роботу блоків за вимогами
ср
режиму електромережі ОЕС України;
Д - грн., сумарний платіж виробникам та
ср
експортерам-імпортерам, які працюють згідно із двосторонніми
договорами, крім платежів атомним електростанціям;
фо
Э - МВтг, сума фактичного відпуску електроенергії
ср-аес
виробниками, які працюють згідно із двосторонніми договорами, крім
атомних електростанцій, та фактичного сумарного обсягу
імпортованої та експортованої електроенергії;
Ов - ознака обов'язкової роботи;
б
мн мн
К та К - грн/МВт, коефіцієнти маневреності;
мін мах
фсг
Т - год, фактична тривалість роботи блоку;
б
пуск
Т б - регламентна тривалість пуску, яка відображає
тепловий стан блоку (корпусу) та надається виробником електричної
енергії в переліку фізичних даних;
с - електростанція;
п - постачальник електричної енергії або крупний споживач;
р - розрахунковий період;
рег
дельта Р - МВт, кінцевий заявлений діапазон регулювання
бр(кінц)
блока;
фрег
дельта Р - МВт, фактичний регулюючий діапазон блока;
бр
і - зовнішній переток;
мн
Ц - грн/МВт, ціна за маневреність;
бр
х - точки зростання;
n1
Ц - вартість пуску першого корпусу двокорпусного блока, грн;
б
n1
Ц - вартість пуску другого корпусу двокорпусного блока, грн;
б
xx1
Ц - ціна холостого ходу блока в однокорпусному режимі
б
двокорпусного блока, грн/г;
xx2
Ц - ціна холостого ходу блока в двокорпусному режимі
б
двокорпусного блока, грн/г;
pm
Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи,
(2)
грн/МВт;
пит
С - питома вартість блока, грн/МВт;
б
e
С - питома економія витрат блока, грн/МВт;
б
пит (пуск)
С - питома вартість блока з урахуванням
б
пускових витрат, грн/МВт x год;
СН
Т - час синхронізації блока з електричною мережею у
відповідному розрахунковому періоді, год;
max
p
Т - час досягання блоком повного навантаження у
відповідному розрахунковому періоді, год;
КР
Т - час підключення другого корпуса котла двокорпусного
блока у відповідному розрахунковому періоді, год;
ГН
Э - виробіток блока в кожному розрахунковому періоді в
бр
інтервалі від синхронізації до повного навантаження згідно з
графіком навантаження, МВт x год;
К - обмеження граничної ціни системи (грн/МВт x год),
НКРЕ
встановлене НКРЕ;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для
першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного
покриття.
( Умовні позначення із змінами, внесеними згідно з Постановами
Національної комісії регулювання електроенергетики N 445
( v0445227-02 ) від 30.04.2002, N 575 ( v0575227-02 ) від
30.05.2002, N 599 ( v0599227-02 ) від 05.06.2002, N 1120
( v1120227-02 ) від 09.10.2002 - з 20.10.2002, N 1209
( v1209227-02 ) від 31.10.2002 )
----------------------------------------------------------------
| Умовні |Одиниця виміру | Визначення |
|позначення| | |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| D | % |Допустимі відхилення показників |
| | |блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| End |Номер розрахун-|Розрахунковий період, який |
| |кового періоду |закінчується о 23:00 |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Start |Номер розрахун-|Розрахунковий період, який |
| |кового періоду |починається о 06:00 |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| ВПбр | 0 чи 1 |Ознаки вимушеного пуску блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| ДПЕ | - |Державне підприємство "Енергоринок"|
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дб/бр | грн |Сумарна плата блоку, крім платежу |
| | |за вироблену електроенергію |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дв/бр | грн |Плата за вироблену електроенергію |
| | |блоку, яка пов'язана із зміною |
| | |режиму системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дсс/ср | грн |Сумарний платіж станції |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Двв/р | грн |Плата Державній електричній |
| | |компанії за використання |
| | |магістральних та міждержавних |
| | |електромереж |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дд/р | грн |Додатковий збір Енергоринку |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ддв/р | грн |Сума платежів за двосторонніми |
| | |контрактами |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ддвк/р | грн |Платіж за двостороннім контрактом |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| ДМ | від 0 до 1 |Діапазон маневрування блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дод/пр | грн |Платіж за обслуговування боргу |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дпвт/р | грн |Загальний обсяг Дотаційних |
| | |сертифікатів |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дпв/р | грн |Обсяг Дотаційних сертифікатів |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дрм/бр | грн |Плата блоку за робочу потужність |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дс/бр | грн |Додаткова плата виробнику |
| | |електричної енергії в разі |
| | |виникнення спірних питань |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дсп/п | грн |Додаткова плата постачальника |
| | |електроенергії в разі виникнення |
| | |спірних питань |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дш/бр | грн |Зменшення платежу блоку за |
| | |порушення режиму роботи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дэ/ср | грн |Плата станції за вироблену |
| | |електроенергію |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дэп/пр | грн |Повна плата постачальника |
| | |електричної енергії ДПЕ за |
| | |електроенергію, яку він придбав на |
| | |оптового ринку електричної енергії |
| | |(ОРЕ) |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Дэр/р | грн |Плата за послуги ДПЕ |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Зпт/бр | грн/МВтг |Витрати на пуск блоку та його |
| | |холостий хід |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| nз | | |
| K | грн/МВт |Регулюючий коефіцієнт |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Кш | число |Коефіцієнт штрафу |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| К | % |Коефіцієнт втрат у мережі |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| КНКРЕ | дол.США/МВтг |Обмеження цінової заявки |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Мбр | 0 чи 1 |Ознаки маневрування блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Мф/бр | 0 чи 1 |Ознаки фактичного маневрування |
| | |блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Нбр | 0 чи 1 |Ознаки невиконання блоком |
| | |диспетчерського графіка з власної |
| | |ініціативи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| ОРП | р |Особливі розрахункові періоди |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| СМТП | - |Споживча мережна точка постачання |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рбх | МВт |Опорна потужність |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рвн/і | МВт |Пропускна здатність зовнішнього |
| | |перетоку |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рм/б | МВт |Максимальна потужність блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рнmin/б | МВт |Нормативний технічний мінімум |
| | |навантаження блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ро/б | % |Корисний відпуск блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ро/с | % |Корисний відпуск електростанції |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рпк/р | МВт |Прогноз необхідного покриття |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ррпк/р | МВт |Розрахункове покриття |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рпт/р | МВт |Прогноз споживання |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рфпт/р | МВт |Фактичне споживання |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ррmax/бр | МВт |Максимальна заявлена або |
| | |перезаявлена робоча потужність |
| | |блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ррmin/бр | МВт |Заявлений мінімум потужності блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рро/бр | МВт |Кінцева заявлена робоча потужність|
| | |блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ррмакс/бр| МВт |Максимальна розрахункова робоча |
| | |потужність блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ррмін/бр | МВт |Мінімальна розрахункова робоча |
| | |потужність блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ррф/бр | МВтг |Фактична робоча потужність блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ру/б | МВт |Встановлена потужність блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ру/с | МВт |Встановлена потужність |
| | |електростанції |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рэп/пр | МВт |Прогноз споживання |
| | |електропостачальника |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Риэ/р | МВт |Сальдо зовнішніх перетоків |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| СТбр | 0 чи 1 |Ознаки пуску блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| МТП | - |Мережна точка постачання |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| То/б | г |Мінімальний час простою |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Тр/б | г |Мінімальний час роботи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Трп | г |Тривалість розрахункового періоду |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| сг | |Тривалість добового заданого графі-|
| Т | год |ка блоку |
| б | | |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| ТЕЦ | - |Теплоелектроцентраль |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цб/бр | грн/МВтг |Ціна блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цвп/бр | грн/МВтг |Ціна вимушеного пуску блока згідно |
| | |з вимогами системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цз/б | грн/МВтг |Приріст заявленої ціни |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цзв/бр | грн/МВтг |Заявлена ціна блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Циз/бр | грн/МВтг |Розрахункова заявлена прирощена |
| | |ціна |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цизв/бр | грн/МВтг |Розрахункова заявлена прирощена |
| | |ціна блока при зміні режимів |
| | |системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цн/р | грн/МВтг |Націнка |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цок/р | грн/МВтч |Оптова ціна закупки |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цор/р | крб/МВтг |Оптова ринкова ціна |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цп/б | грн |Ціна пуску блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цпс/р | грн/МВтг |Гранична ціна системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цфпс/р | грн/МВтг |Фактична гранична ціна системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Црз/бр | грн/МВтг |Розрахункова заявлена ціна блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Црм/бр | грн/МВтг |Ціна робочої потужності |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цххр/б | грн/г |Розрахункова ціна холостого ходу |
| | |блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Цхх/бр | грн/г |Ціна холостого ходу блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эв+/бр | МВтг |Перевиробництво електричної |
| | |енергії, яке пов'язано із зміною |
| | |режиму системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эв-/бр | МВтг |Недовиробництво електричної |
| | |енергії, яке пов'язано із зміною |
| | |режиму системи |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эвн/ір | МВтг |Зовнішній переток електричної |
| | |енергії (імпорт та експорт) |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эис/пр | МВтг |Споживання, яке вимірюється кожною |
| | |вимірювальною системою |
| | |постачальника електричної енергії |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эмах/б | МВтг |Максимально можливий виробіток |
| | |електроенергії |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эпс/р | МВтг |Втрати у магістральних та |
| | |міждержавних електромережах |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эпт/пр | МВтг |Споживання окремого постачальника |
| | |електричної енергії |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эрпк/р | МВтг |Повне розрахункове покриття |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эд/бр | МВтг |Виробіток електричної енергії, |
| | |який заданий диспетчером |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эф/бр | МВтг |Фактичний виробіток блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Эфо/ср | МВтг |Фактичний відпуск електричної |
| | |енергії станції |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ээп/п | МВтг |Прогноз добового споживання |
| | |постачальника електричної енергії |
----------------------------------------------------------------
Доповнення Б до Додатку 2
Словник
---------------------------------------------------------------------
| Термін |Позначення| Одиниця | Визначення |
| | | виміру | |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Блок | | |Одиниця енергетичного |
| | | |обладнання, що |
| | | |складається з однієї чи |
| | | |більше турбін, вироблена |
| | | |електроенергія яких може |
| | | |вимірюватись окремо |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Виробник | | |Суб'єкт підприємницької |
|електричної | | |діяльності, що |
|енергії | | |займається виробництвом |
| | | |електричної енергії |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Виробники | | |Виробники електричної |
|електричної | | |енергії, які працюють з |
|енергії, які не | | |ДПЕ по ціновим заявкам |
|мають | | | |
|двосторонніх | | | |
|договорів з ДПЕ | | | |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Виробіток | Эг/бр | МВтг |Виробіток електричної |
|електричної | | |енергії, яка розподіляється|
|енергії згідно з | | |згідно з графіком блока в |
|графіком | | |будь-який розрахунковий |
| | | |період |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Витрати на пуск | Зпт |грн/МВтг |Витрати на пуск блока з |
|блока та його | | |резерву та витрати на |
|холостий хід | | |його холостий хід, які |
| | | |розраховуються згідно з |
| | | |розділом 5 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Гранична ціна | Цпс/р | |Ціна найдорожчого блока, |
|системи | | |яка в добовому графіку |
| | | |навантаження визначає |
| | | |граничну ціну системи |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Державне | ДПЕ | |Підприємство, яке діє |
|підприємство | | |відповідно до чинного |
|"Енергоринок" | | |законодавства, Правил |
| | | |оптового ринку |
| | | |електричної енергії та |
| | | |статуту державного під- |
| | | |приємства "Енергоринок" |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Диспетчерський | | |Підрозділ ДПЕ, який |
|центр | | |здійснює фізичне |
| | | |диспетчерське управління |
| | | |виробництвом електричної |
| | | |енергії на основі цих |
| | | |Правил |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Договір між | ДЧЕ | |Договір між членами |
|членами оптового | | |оптового ринку |
|ринку електричної| | |електричної енергії, |
|енергії | | |який визначає його |
| | | |правила і процедури |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Додатковий збір | Дд/р | грн |різниця між загальним |
|Енергоринку | | |обсягом підтверджень |
| | | |витрат, отриманих від |
| | | |енергопостачальників, та |
| | | |загальними платежами |
| | | |енерговиробникам за |
| | | |двосторонніми |
| | | |контрактами |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Діапазон | ДМ |від 0 до 1|Діапазон між заявленою |
|маневрування | | |робочою потужністю і |
| | | |мінімальним |
| | | |навантаженням, на основі |
| | | |якого здійснюється |
| | | |маневрування блока |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Заданий графік | | |Графік навантажень |
| | | |кожного блока на |
| | | |наступну добу |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Заявка на робочу | | МВт |Документ про допустиму |
|потужність | | |робочу потужність, яка |
| | | |враховує технічний стан |
| | | |блоків та запаси палива |
| | | |відповідно до розділу 3 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Зовнішній переток| Э | МВт/г |Фактичний погодинний |
| | | |зовнішній переток, що |
| | | |визначається згідно з |
| | | |розділом 6 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Коефіцієнт штрафу| Кш | Число |Фіксований показник, |
| | | |який використовується |
| | | |для визначення штрафу за |
| | | |порушення диспетчерських |
| | | |команд |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Максимальна | Рм/б | МВт |Максимальна потужність, |
|потужність блока | | |яку може нести АЕС |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Мережна точка | МТП | |Точка виміру в місці |
|постачання | | |з'єднання між |
| | | |магістральними та |
| | | |міждержавними |
| | | |електромережами та |
| | | |місцевими (локальними) |
| | | |електромережами |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Неманеврений блок| | |Блок, який не знаходиться |
| | | |під управлінням диспетчера,|
| | | |як це визначено в |
| | | |розділі 3 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Нормативний | Рнmin/б | МВт |Нормативна тривалість |
|технічний мінімум| | |мінімального |
|навантаження | | |навантаження блока |
|блока | | | |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Опорна потужність| Рбх | МВт |Рівень потужності, який |
| | | |пов'язаний із зміною |
| | | |прирощеної ціни |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Оптова купівельна| Цок/р |грн/МВтг |Ціна, за якою ОРЕ купує |
|ціна | | |електроенергію |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Оптова ринкова | Цор/р |грн/МВтг |Ціна, за якою ОРЕ продає |
|ціна | | |електроенергію |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Особливий | ОРП | г |Визначений в розділі |
|розрахунковий | | |3.5.3 даного Додатку 2 |
|період | | | |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Плата за | Дэ/ср | грн |Плата станції за |
|вироблену | | |електроенергію, |
|електроенергію | | |вироблену згідно з |
| | | |графіком |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Платіж за | Дод/р | грн |Платіж, визначений |
|обслуговування | | |Радою, який виконується |
|боргу | | |енергопостачальником для |
| | | |відшкодування боргів, що |
| | | |мали місце до Дати |
| | | |вступу у дію |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Повне погодинне | Эрпк/р | МВтг |Кількість виробленої |
|розрахункове | | |електричної енергії за |
|покриття | | |кожну годину добового |
| | | |графіка, яка |
| | | |використовується для |
| | | |побудови розрахункового |
| | | |графіка |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Повторна заявка | | МВт |Переглянута заявка на |
|на робочу | | |робочу потужність, яка |
|потужність | | |враховує зміни в роботі |
| | | |діючого обладнання |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Постачальник | | |Член оптового ринку |
|електричної | | |електричної енергії, |
|енергії | | |який купує |
| | | |електроенергію на ОРЕ та |
| | | |продає її споживачам |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Прогноз добового | Ээп/пр | |Прогнозований обсяг |
|покриття графіка | | |постачання електричної |
|постачальника | | |енергії, що надається |
|електричної | | |постачальником |
|енергії | | |електричної енергії |
| | | |Розпоряднику системи |
| | | |фінансових розрахунків |
| | | |на наступну добу |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Прогноз необхід- | Рпк/р | МВт |Прогноз на наступну добу |
|ного покриття | | |сумарного необхідного |
| | | |покриття |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Прогноз покриття | Рпт/р | МВт |Прогноз покриття на |
| | | |наступну добу, який |
| | | |здійснюється відповідно |
| | | |до пункту 4 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Рада оптового | | |Орган, який складається |
|ринку електричної| | |з представників Членів |
|енергії | | |оптового ринку |
| | | |електричної енергії для |
| | | |управління діяльністю |
| | | |оптового ринку |
| | | |електричної енергії |
| | | |України |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Розпорядник | РСФР | |Відділ ДПЕ, який |
|системи | | |відповідає за роботу та |
|фінансових | | |обслуговування системи |
|розрахунків | | |фінансових розрахунків |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Розрахункова | Црз/бр |грн/МВт |Ціна виробленої |
|заявлена ціна | | |електричної енергії, яка |
| | | |визначається відповідно |
| | | |до розділу 5 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Розрахункова | Ррф/бр | МВт |Робоча потужність |
|робоча потужність| | |кожного блока, яка |
|блока | | |використовується для |
| | | |складання розрахункового |
| | | |графіка |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Розрахунковий | | |Графік, який розробляється |
|графік | | |за попередню добу на |
| | | |основі фактичної робочої |
| | | |потужності і фактичного |
| | | |покриття |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Розрахунковий | РП | г |Період, тривалістю 60 |
|період | | |хвилин, який починається |
| | | |в момент початку першої |
| | | |години добового графіка |
| | | |кожної доби і |
| | | |закінчується в момент |
| | | |початку наступної |
| | | |години, не включаючи її |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Система фінансо- | | |Система, яка здійснює |
|вих розрахунків | | |фінансові розрахунки по |
| | | |всіх торгових операціях |
| | | |між Членами оптового |
| | | |ринку електричної |
| | | |енергії і ДПЕ |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Споживча мережна | СМТП | - |Точка заміру електричної |
|точка постачання | | |енергії, яка надходить |
| | | |до споживача від |
| | | |магістральних та |
| | | |міждержавних мереж |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Точка заміру | | |Місцезнаходження |
|блока | | |вимірювального |
| | | |обладнання |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Узгоджена | | |Документ, який визначає |
|інструкція | | |порядок узгодження між |
| | | |Членами оптового ринку |
| | | |електричної енергії і |
| | | |ДПЕ, який має нижчий |
| | | |статут за ДЧЕ |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Фактична робоча | Ррф/бр | |Максимально допустима |
|потужність блока | | |робоча потужність блока, |
| | | |яка визначається |
| | | |відповідно до розділу |
| | | |8.1 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Фактичний відпуск| Эфо/бр | МВтг |Повний виробіток блока, |
|електроенергії | | |скоректований на |
| | | |прогнозовані або |
| | | |фактичні власні потреби |
| | | |електростанції відповідно |
| | | |до діючих норм та |
| | | |інструкцій |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Ціна блока | Цб/бр |грн/МВтг |Ціна блока, яка |
| | | |визначається в |
| | | |залежності від його |
| | | |маневреності та |
| | | |визначається відповідно |
| | | |до п.5 цих Правил |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Ціна примусового | Ц |грн/МВтг |Ціна примусового пуску |
|пуску блоку | | |блоку за системними |
| | | |вимогами, яка |
| | | |враховується при |
| | | |розрахунку плати за |
| | | |примусову виробітку |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Ціна пуска блока | Цп/б | грн |Ціна пуску блока, яка |
| | | |надається Розпоряднику |
| | | |системи фінансових |
| | | |розрахунків відповідно |
| | | |до розділу 3 |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Ціна робочої | Црм/р | |Ціна робочої потужності |
|потужності | | |для кожного |
| | | |розрахункового періоду |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Член оптового | | |Юридична особа, яка |
|ринку електричної| | |підписала Договір між |
|енергії | | |членами оптового ринку |
| | | |електричної енергії та |
| | | |виконує його умови |
|-----------------+----------+----------+---------------------------|
|Штрафування блока| Дш/бр | |Штраф за невиконання |
|за порушення | | |диспетчерських команд |
|режиму роботи | | | |
---------------------------------------------------------------------
( Додаток 2 в редакції Постанови Нацкомелектроенергетики N 1047а
( va047227-97 ) від 12.11.97; із змінами, внесеними згідно з
Постановою Нацкомелектроенергетики N 992 ( v0992227-99 ) від
30.07.99, Постановами НКРЕ N 633 ( v0633227-01 ) від 19.06.2001,
N 324 ( v0324227-02 ) від 29.03.2002, N 1265 ( v1265227-02 ) від
19.11.2002 - з 20.11.2002 )
Додаток 3
до Договору між Членами Оптового
ринку електричної енергії
( n0001227-96 )
Інструкція
про порядок здійснення фінансових розрахунків
1. Проведення розрахунків та вимоги до звітності
1.1. Визначення
В цьому та наступному розділах зазначені слова та вирази, що
мають таке тлумачення:
"Попередній розрахунок" - операції, що відбуваються протягом
будь-якої доби, дані та інформація, про які Розпорядник системи
фінансових розрахунків сповіщає Членів Оптового ринку електричної
енергії згідно з пунктом 3.3 та Додатком А.
"Остаточний розрахунок" - операції, що відбуваються протягом
кожної доби, дані та інформація, про які Розпорядник системи
фінансових розрахунків сповіщає Членів Оптового ринку електричної
енергії згідно з пунктом 3.4 та Додатком А.
1.2. Здійснення розрахунків
1.2.1. Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
сповістити кожного Члена Оптового ринку електричної енергії про
попередній розрахунок не пізніше часу закінчення робочої доби,
наступної за розрахунковою.
1.2.2. Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
сповістити РФК та кожного Члена Оптового ринку електричної енергії
про остаточний розрахунок не пізніше сьомої доби після
розрахункової.
1.2.3. Згідно з узгодженими інструкціями Розпорядник системи
фінансових розрахунків повинен сповістити РФК та кожного Члена
Оптового ринку електричної енергії про остаточний розрахунок щодо
спірного питання за обставин, зазначених в підрозділі 1.3.
1.3. Спірні питання в розрахунках
1.3.1. Якщо будь-який з Членів Оптового ринку електричної
енергії не впевнений у точності та повноті попереднього розрахунку
щодо будь-якого аспекту, він повинен подати заяву Розпоряднику
системи фінансових розрахунків та Раді Оптового ринку електричної
енергії, згідно з положеннями узгоджених інструкцій, що
відносяться до компетенції Розпорядника системи фінансових
розрахунків. Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
надати зацікавленому Члену Оптового ринку електричної енергії всі
пояснення, документи, дані та інформацію, які можуть бути
корисними при вирішенні спірних питань.
1.3.2. Рада Оптового ринку електричної енергії може вимагати
від Розпорядника системи фінансових розрахунків повторного
обчислення розрахункового графіка та системи фінансових
розрахунків, якщо виникло спірне питання. Розпорядник системи
фінансових розрахунків повинен якомога швидше виконати остаточний
розрахунок щодо спірного питання та проінформувати Членів Оптового
ринку електричної енергії про наслідки вирішення цього питання.
1.З.З. Всі зміни в зобов'язаннях, як результат остаточного
розрахунку щодо спірного питання, повинні бути зареєстровані РФК
датою остаточного розрахунку і не будуть переглядатися початкові
зобов'язання.
2. Невідкладні процедури
2.1. Ціль
Цей розділ встановлює процедури, які призначені для
застосування Розпорядником системи фінансових розрахунків,
Розпорядником фінансових коштів ринку, Членами Оптового ринку
електричної енергії та ДПЕ у випадку виникнення труднощів, які
виникають внаслідок:
(1) затримки або збою в розробці графіка;
(2) затримки або збою в зборі даних;
(3) затримки або збою у визначенні граничної ціни системи
(ПСС), оптової ціни покупки (ОЦП) чи оптової ринкової ціни (ОРЦ) в
будь-який розрахунковий період.
2.2. Затримка або збій у розробці графіка
2.2.1. Цей підрозділ застосовується, якщо графік, який
містить дані та інформацію, необхідні згідно з Додатком А, але не
можуть бути отримані Розпорядником системи фінансових розрахунків
у разі проходження розрахунку відповідно до положень Додатку А до
того часу, який може бути встановлений у відповідних інструкціях.
2.2.2. Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
негайно сповістити Раду Оптового ринку електричної енергії (з
наданням копії НКРЕ) про те, що ситуація, визначена у пункті 2.1,
мала місце або він вважає, що зазначена ситуація може виникнути в
будь-який час, або про неможливість виконання правильних
розрахунків.
2.2.3. Після застосування всіх обгрунтованих заходів щодо
ліквідації збою Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
(згідно з викладеним нижче) терміново сповістити Раду Оптового
ринку електричної енергії (з наданням копії НКРЕ) про програму
робіт щодо попередження повторного збою та усунення будь-яких
недоліків, які заважають розробці графіка, для того, щоб відновити
розробку графіка не пізніше, ніж закінчиться семиденний термін
після простроченої доби графіка. Якщо Розпорядник системи
фінансових розрахунків вирішить, що недоліки, які виникли,
неможливо усунути, щоб відновити розробку графіка не пізніше до
закінчення зазначеного вище семиденного періоду, він може в
будь-який час запросити дозвіл у Ради Оптового ринку електричної
енергії на його продовження.
2.2.4. Якщо виникла ситуація, визначена в пункті 2.2.1, або
Розпорядник системи фінансових розрахунків подав заяву, згідно з
пунктом 2.2.2, та програма робіт. що визначена в пункті 2.2.3. не
усунула порушення протягом часу, який повинен бути обумовлений
відповідними інструкціями. Рада Оптового ринку електричної енергії
повинна:
(1) зобов'язати Розпорядника системи фінансових розрахунків
приступити (наскільки це практично можливо) до збору та обробки
даних та інформації, які потрібні для використання у фінансових
розрахунках для того, щоб забезпечити розробку графіка вручну;
або
(2) оцінювати вихідні дані фінансових розрахунків для
відповідної доби на такій основі, яка повинна бути обумовлена
узгодженими інструкціями, та відповідно повідомити про це НКРЕ.
Якщо Рада Оптового ринку електричної енергії вирішить
продовжити роботу відповідно до підпункту (2), Розпорядник системи
фінансових розрахунків повинен надати таку підтримку та допомогу,
яку Рада Оптового ринку електричної енергії може вимагати з метою
одержання зазначених вище оцінок.
2.2.5. Якщо Рада Оптового ринку електричної енергії зобов'яже
Розпорядника системи фінансових розрахунків продовжити роботу, і
як зазначено, в підпункті (1) пункту 2.2.4, то Розпорядник системи
фінансових розрахунків повинен доповісти про наслідки вжити
заходів Раді Оптового ринку електричної енергії та НКРЕ, на її
запит, до закінчення сьомої доби, наступної за простроченою.
2.2.6. Якщо Рада Оптового ринку електричної енергії ухвалює
будь-який графік, розроблений Розпорядником системи фінансових
розрахунків відповідно до підпункту (1) пункту 2.2.4, вихідні дані
зазначеного графіка повинні бути використані з метою остаточного
розрахунку, що здійснюється Розпорядником системи фінансових
розрахунків за відповідну добу. Якщо Рада Оптового ринку
електричної енергії не узгоджує будь-який графік або, якщо
Розпорядник системи фінансових розрахунків не забезпечив
розробку графіка вручну, Рада Оптового ринку електричної енергії
повинна оцінювати вихідні дані фінансових розрахунків відповідно
до підпункту (2) пункту 2.2.4, і повідомити про це НКРЕ, а
зазначені оцінювальні дані повинні використовуватися з метою
остаточного розрахунку, який виконує Розпорядник системи
фінансових розрахунків для відповідної доби.
2.3. Затримка або збій у зборі даних, потрібних для фактичних
розрахунків
2.3.1. Цей підрозділ застосовується, якщо з будь-яких причин
до визначеного часу, який може бути обумовлений в узгоджених
інструкціях, дані, перелічені у додатку 2, не можуть бути
визначені для розрахункового періоду згідно з цим додатком.
2.3.2. При застосуванні цього підрозділу Розпорядник системи
фінансових розрахунків повинен здійснювати заходи, що передбачені
Радою Оптового ринку електричної енергії, (і сповістити про це
НКРЕ) щодо доповнення відсутніх змінних даних за допомогою
перегляду доступних даних чи отримання приблизного значення,
визначеного Радою Оптового ринку електричної енергії, величини
будь-якої змінної, що не може бути одержана іншим способом.
2.3.3. ДПЕ повинно надавати підтримку та допомогу, яку може
обгрунтовано вимагати Рада Оптового ринку електричної енергії чи
Розпорядник системи фінансових розрахунків з метою отримання та
подальшої обробки диспетчерських команд, які дозволяють відновити
визначення потрібних змінних.
2.4. Затримка або збій у визначенні оптової ціни купівлі
або оптової ринкової ціни
2.4.1. Цей підрозділ застосовується, якщо з будь-яких причин
робота програмного та апаратного забезпечення дає збій при
визначенні розмірів ПЦС, ОЦП чи ОРЦ в будь-який розрахунковий
період до закінчення терміну, обумовленого узгодженими
інструкціями.
2.4.2. При застосуванні цього підрозділу в тому разі якщо
Розпорядник системи фінансових розрахунків не ліквідує збій,
відновлюючи роботу програмного та апаратного забезпечення щодо
визначення ПЦС. ОЦП чи ОРЦ (відповідно) до закінчення десяти діб,
наступними за розрахунковою добою, Рада Оптового ринку електричної
енергії повинна (за узгодженням з НКРЕ) визначити розміри ПЦС, ОЦП
чи ОРЦ (відповідно), що повинні бути прийняті Розпорядником
системи фінансових розрахунків з метою остаточного розрахунку, що
стосується зазначеного розрахункового періоду.
2.5. Повноваження Ради Оптового ринку електричної енергії
при відсутності узгоджених інструкцій
У всіх випадках, якщо питання, описані у цьому розділ і
вимагають виконання, згідно з терміном або у строк, обумовлений в
будь-якій узгодженій інструкції, а фактично узгоджена інструкція
відсутня, Розпорядник системи фінансових розрахунків та Члени
Оптового ринку електричної енергії підпорядковуються обгрунтованим
розпорядженням Ради Оптового ринку електричної енергії стосовно
цих питань.
3. Здійснення розрахунків
3.1. Метою цього розділу є визначення даних та інформації,
якими Розпорядник системи фінансових розрахунків забезпечує Членів
Оптового ринку електричної енергії, та термінів, у які повинні
бути виконані розрахунки та підготовлені звіти.
3.2. Звіти
3.2.1. Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
підготувати для всіх Членів Оптового ринку електричної енергії не
пізніше за 16:00 кожної доби звіт, який включає таку інформацію
для кожного розрахункового періоду наступної доби:
(1) очікувана гранична ціна системи;
(2) ціна робочої потужності (Црм/р);
(3) прогноз споживання (Ррт/р);
(4) сумарна заявлена максимальна потужність блоків (Ррmax/р);
3.2.2. В міру надходження даних протягом одного робочого дня,
наступного за відповідною добою, Розпорядник системи фінансових
розрахунків повинен надати звіт всім Членам Оптового ринку
електричної енергії, який містить таку інформацію, що стосується
цієї доби:
(1) заміряне споживання у кожній точці постачання;
(2) заміряне споживання всіх зареєстрованих точок постачання;
(3) попередні дані замірів для кожного суб'єкта споживання.
3.3. Попередній розрахунок
3.3.1. Не пізніше, ніж на другу календарну добу після
відповідної доби Розпорядник системи фінансових розрахунків
повинен надати кожному Члену Оптового ринку електричної енергії
звіт, що включає дані та інформацію, які кожний Член Оптового
ринку електричної енергії повинен отримувати відповідно до
положень Додатку А цієї Інструкції.
3.4. Остаточний розрахунок
3.4.1. Не пізніше, ніж на сьому календарну добу, наступну за
відповідною розрахунковою, Розпорядник системи фінансових
розрахунків повинен надати звіт кожному Члену Оптового ринку
електричної енергії, що включає дані та інформацію, які кожний
Член Оптового ринку електричної енергії та РФК має отримувати
відповідно до положень Додатку А цієї Інструкції.
3.5. Форма звітності
3.5.1. Розпорядник системи фінансових розрахунків повинен
підпорядковуватися всім обгрунтованим розпорядженням Ради Оптового
ринку електричної енергії стосовно форми звітності відповідно до
цієї Інструкції.
3.6. Постійні дані
3.6.1. Після введення чи зміни постійних даних Стороні, від
якої одержані ці дані, повинен надаватися звіт із змінами, що
стосуються постійних даних. Цей звіт повинен також надаватися Раді
Оптового ринку електричної енергії.
Додаток А
Зміст попереднього та остаточного розрахунків
1. Дані та інформація, які доступні кожному виробнику
електричної енергії
Кожний виробник електричної енергії повинен отримувати таку
інформацію, яка стосується кожного блоку, який продає вироблену
електроенергію за Правилами Ринку:
- ідентифікатор станції;
- номер блока.
Інформацію, що стосується кожного розрахункового періоду:
- надані команди Диспетчерського центру;
- час надання команд;
- час початку дії команд;
- початкові та кінцеві дані заявок;
- фактична робоча потужність;
- фактичний виробіток електроенергії;
- фактичний відпуск електроенергії;
- виробіток електроенергії за графіком;
- розрахункова заявлена ціна;
- сплата за виробіток;
- вимушений надвиробіток електроенергії та сплата за нього;
- вимушений недовиробіток електроенергії та сплата за неї;
- сплата за резерв робочої потужності;
- штрафи за порушення;
- додаткові платежі;
- повна сплата блока;
- повна сплата електростанції;
- повна сплата виробнику електроенергії.
Кожний виробник електричної енергії, який продає вироблену
електроенергію згідно умов двостороннього договору має одержувати
інформацію по кожному з них, яка б висвітлювала кожен компонент
платежів по таких договорах. Нижче наведено мінімум інформації по
двостороннім договорам, якою мають володіти всі члени ринку по
кожній з генеруючих одиниць (блок або станція), які задіяні в
двосторонніх договорах:
- надані команди Диспетчерського центру;
- час надання команд;
- час початку дії команд;
- початкові та кінцеві дані заявок;
- фактична робоча потужність;
- фактичний виробіток електроенергії;
- повна сплата блоку;
- повна сплата електростанції;
- повна сплата виробнику електроенергії.
2. Дані та інформація, які повинні бути доступні кожному
постачальнику електричної енергії
Кожному постачальнику електричної енергії повинні надаватися
такі дані та інформація щодо кожного розрахункового періоду:
- заміряне споживання в кожній ПСТП, що відноситься до цього
окремого постачальника електричної енергії;
- повне заміряне споживання всіх ПСТП, що відноситься до
зазначеного постачальника електричної енергії.
За кожну добу:
- плата постачальника електричної енергії, що відноситься до
окремого постачальника електричної енергії;
- виміряне споживання окремого постачальника електричної
енергії.
3. Інформація та дані, що повинні бути доступні всім Членам
Оптового ринку електричної енергії:
- повне розрахункове споживання;
- гранична ціна системи;
- ціна робочої потужності;
- оптова ціна закупівлі;
- оптова ринкова ціна.
Ніяка ринкова інформація не може розглядатися як
конфіденційна і може надаватися кожному Члену Ринку.
4. Інформація, що надається РФК
Протягом семи діб після доби, яка розглядається, РФК повинен
отримати наступну інформацію від Розпорядника системи фінансових
розрахунків стосовно даної доби:
для кожного постачальника електричної енергії:
- назву постачальника електричної енергії;
- ідентифікатор постачальника електричної енергії;
- повну кількість електроенергії, яка закуплена за кожний
розрахунковий період, МВтг;
- суму платежу за електроенергію, яка закуплена за кожний
розрахунковий період, крб;
- для кожного виробника електричної енергії:
- назва електростанції;
- ідентифікатор блоку;
- кількість електроенергії, відпущеної в кожному
розрахунковому періоді, Мвтг;
- сума сплати кожному блоку за відпущену електроенергію, крб;
- суму сплати кожному виробнику електричної енергії, крб;
загальну інформацію:
- оптову ринкову ціну за кожний розрахунковий період;
- оптову ціну купівлі за кожний розрахунковий період.
5. Додаткова інформація
Всі Члени Оптового ринку електричної енергії можуть
отримувати дані, які доповнюють зазначені вище, але Розпорядник
системи фінансових розрахунків повинен стягувати плату за надання
зазначених даних. Розмір такої плати повинен бути визначений Радою
Оптового ринку електричної енергії.
"Збірник нормативних документів", 1998 р.