НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ З ПИТАНЬ РЕГУЛЮВАННЯ
ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
Правила Оптового ринку електричної енергії України
(Правила енергоринку)
в редакції від 2 жовтня 1997 року
Додаток 2
до Договору між членами Оптового
ринку електричної енергії від 02.03.96
м.Київ
( Із змінами, внесеними згідно з Постановою
Нацкомелектроенергетики
N 1047а від 12.11.97
Постановами Національної комісії
регулювання електроенергетики
N 992 від 30.07.99
N 633 від 19.06.2001
N 268 від 20.03.2002
N 324 від 29.03.2002
N 403 від 19.04.2002
N 445 від 30.04.2002
N 575 від 30.05.2002 - з 01.06.2002 )
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.
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 (Рнmіn/б, МВт);
- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від фактичного виробітку блока Эф/б;
- тип палива;
- перелік блоків, які знаходяться в консервації.
(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 (Рнmіn/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, кожний виробник електричної енергії повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків набір заявлених цін та декларацію щодо робочої потужності до кожного блока на наступну добу. Набір заявлених цін повинен відображати рівень цін, за якими виробник електричної енергії спроможний постачати електроенергію. Заявка щодо робочої потужності повинна відображати спроможність кожного блока постачати електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби. При цьому заявлена максимальна робоча потужність блока в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блока в години максимального навантаження. Набір заявлених цін, з нульовою робочою потужністю, повинен надаватися на всі блоки, що можуть бути пущені на протязі 24 годин. ( Абзац перший частини III із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 445 від 30.04.2002 )
3.1. Виробники електричної енергії, які не мають двосторонніх договорів с ДПЕ
3.1.1. Всі виробники електричної енергії, які не мають двосторонніх договорів с ДПЕ, 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 і для блоків з двохкорпусними котлами. У всіх випадках Рб1 > Ppmin/бр;
(2) одну ціну пуску блока з резерву (Цп/б), яка відображає стан блока (холодний, напівпрохолодний, гарячий), та відображається цілим числом, тис.грн;
(3) ціну холостого ходу блока (Цхх/б), яка відображається цілим числом, тис.грн/г;
(4) для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну робочу потужність (Ppmax/бр) та робочий мінімум потужності (Ppmin/бр) у кожному розрахунковому періоді, МВт;
(5) мінімальна тривалість роботи (Тр/б) та мінімальна тривалість простою (То/б), г;
(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.
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. ( Розділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.2 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 575 від 30.05.2002 ) 3.2. Виробники електричної енергії, що мають двосторонні договора з ДПЕ 3.2.1. Всі виробники електричної енергії, що мають двосторонні договора з ДПЕ, 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 (Ppmax/б(с)р) та робочий мінімум потужності (Ppmin/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 постачальників електричної енергії 3.5.1. Для кожного розрахункового періоду на кожну добу максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Ppmax/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 (Ppmin/бр). 3.5.2. Мінімальна робоча потужність (Ppmin/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 ((Рнmіn/б), якщо це значення дійсно відображає фактичні можливості блока. 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) Мбр = 1 для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з корпусів його котла може бути зупинений та введений в дію напротязі зазначеної доби, а також у випадку примусового пуску чи зупинки блока (корпусу дубль блока) за режимними вимогами; (2) Мбр = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в інтервалі Start <= р <= End, якщо: (Ppmax/бр - Ppmin/бр) / (Ppmax/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 (Ppmax/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. 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 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 диспетчерам НДЦ та РДЦ 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. 5.1. Параметри заданого графіка 5.1.1. На підставі одержаного відповідно до розділу 4 прогнозу необхідного покриття (Рпк/р) та заявок, наданих відповідно до розділу 3 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. 5.1.2. Заданий графік повинен розроблятися комплексом програмного забезпечення згідно з Правилами оптового ринку електроенергії і погодженими інструкціями та знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків. 5.2. Визначення розрахункових заявлених цін 5.2.1. При плануванні графіка програмне забезпечення має визначати розрахункові періоди, у які блоки (корпуси) розподілені для пуску шляхом встановлення ознаки пуску (СТбр), яка дорівнює 1. У всі інші розрахункові періоди СТбр повинні дорівнювати нулю. 5.2.2. На підставі заявок, поданих виробниками електричної енергії відповідно до розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Црз/бр) кожного блока буде визначатися відповідно до таких правил: (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 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 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 <= р <= End, то витрати на пуск блока та холостий хід (Зпт/бр) дорівнюють: Тсг Тсг Е - сума. в іншому випадку: Зпт/бр = 0; 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 неманевровими (Мбр=0) відповідно до розділу 3: Цб/бр = 0; (2) у всіх інших випадках: якщо Црз/бр > КНКРЕ, то Цб/бр = 0; якщо Црз/бр <= КНКРЕ, то Цб/бр = Црз/бр., де КНКРЕ - обмеження цінової заявки ($/МВт.г), встановлене НКРЕ. 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 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. 5.5.2. Розмір ціни робочої потужності (Црм/р) повинен визначатися відповідно до формули: (1) якщо ( Е Ppmax/бр - Рпк/р ) > В, то Црм/р = 0; (2) якщо А < ( Е Ppmax/бр - Рпк/р ) <= В, то Црм/р = Кпз - {(Кпз / А) * [( Е Ppmax/бр - Рпк/р ) - А]}; (3) якщо ( Е Ppmax/бр - Рпк/р ) <= А, то Црм/р = Кпз, де Кпз - коефіцієнт постійних витрат, який встановлюється Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ. А і В - величини потужності, які встановлюються Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ (МВт). На цей час Кпз дорівнює 10 долл. США/МВт, А - 300 МВт, та В - 600 МВт. 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 заданого графіка навантаження енергоблоків повинен визначатися відповідно до правил: пк пк мн мн рег пк пк мн мн то мн рег пк пк рег пк пк мн мн де: S - сума; пк пк покриття, що визначається як різниця між величиною покриття розрахункового періоду та величиною покриття на годину мінімального навантаження; мн мн Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ; С і D - коефіцієнти обмеження, що характеризують відношення заявленного регулюючого діапазону до нерівномірності заданого графіка покриття, які встановлюються Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ; рег виробниками електричної енергії, що працюють за ціновими заявками, в кожному розрахунковому періоді наступної доби, який визначається за такими правилами: (1) для блоків, які декларують ознаку маневреності згідно з частиною III: рег рмах (2) для двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності корпусу: рмах (3) для всіх інших блоків та для блоків, які заявлені маневровими (М = 1) з ознакою обов'язкової роботи: бр рег pmax pmin ( Розділ 5 частини V доповнено підрозділом 5.6 згідно з Постановою НКРЕ N 445 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 (Е 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 навантаження кожному блоку (Эдис/бр). Дані диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків у виді файлів ЕОМ. 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 = Е Рфпт/р + Риэ/р 7.3. Визначення порушень в роботі блоків 7.3.1. Вважається, що блок допустив порушення, якщо виникне одна із ситуацій: (1) Эф/бр < [(Эдис/бр * (1 - D)]; чи де D - допустиме відхилення потужності блока, яке встановлюється таким, що дорівнює: для пиловугільних блоків 800 Мвт - 0,04 300 Мвт - 0,03. Якщо блоки підключені до системи АРЧМ, то відхилення виробітку для них встановлюються окремо. 7.3.2. Для розрахункового періоду, в якому відбулося порушення, програмне забезпечення встановлює ознаку порушення блока Нбр = 1, у всіх інших розрахункових періодах Нбр повинен дорівнювати нулю. 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, 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 вимагались пуски блоків за системними вимогами, встановлюючи ознаку вимушеного пуску (ВПбп), яка дорівнює 1. У всіх інших розрахункових періодах ВПбп встанавлюється рівним нулю. 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 <= р <= End, то витрати на пуск блока та холостий хід (Зфпт/бр) дорівнюють: Тсг Тсг в іншому випадку: Зфпт/бр = 0. Платежі оптового ринку електричної енергії 8.1. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону маневреності кожного блоку рф платежів визначається відповідно до правил: (1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0: (2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1: рф ф ро фрег кожного блоку для платежів визначається за наступними правилами. (1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0: фрег рег рег де: рег (2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1: ( Підрозділ 8.1 розділу 8 в редакції Постанови НКРЕ N 445 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 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 де: реж реж S - сума реж зв фпс ф о ( Підрозділ 8.2 розділу 8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 575 від 30.05.2002 ) 8.3. Платіж за відхилення виробітку від графіка для створення резерву і виконання вимог системи 8.3.1. Всі блоки, 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: 8.3.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи: зв фпс изв фпс Д г ф г (3) Н = 0, то: в- г ф о фо в фпс зв в- в іншому випадку: в фпс изв в- ( Пункт 8.3.2 в редакції Постанови НКРЕ N 324 від 29.03.2002 ) 8.3.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з вимогами системи: зв зв зв фпс изв фпс д г ф г (3) Н = 0 , то: в+ ф г о г в зв фпс в+ в іншому випадку: в изв фпс в+ ( Пункт 8.3.3 в редакції Постанови НКРЕ N 324 від 29.03.2002 ) 8.4. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи ( Назва підрозділу 8.4 в редакції Постанови НКРЕ N 324 від 29.03.2002 ) ш яке визначається за формулою: ( Абзац перший підрозділу 8.4 в редакції Постанови НКРЕ N 324 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 потужність (Дрм/бр), яка встановлюється за ціною робочої потужності. Ця плата визначається за фактичною робочою потужністю блока (Ррф/бр) відповідно до формули: Дрм/бр = Ррф/бр * Ро/б / 100 * Црм/р. 8.6. Плата за маневреність Для кожного розрахункового періоду добового графіка виробнику ( Розділ 8 доповнено підрозділом 8.6 згідно з Постановою НКРЕ N 445 від 30.04.2002 ) 8.7. Визначення оптової ціни закупки (Цок/р) 8.7.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка визначається оптова ціна закупки (Цок/р) відповідно до формули: рм э мн ( Підрозділ 8.7 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 445 від 30.04.2002 ) 8.8. 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 8.9. Платежі, що сплачують виробникам електричної енергії, які не мають двосторонніх договорів з ДПЕ 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 мн с ш Сумарний платіж станції визначається за формулою: Дсс/ср = Дэ/ср + Е Др/бр ( Підрозділ 8.9 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 445 від 30.04.2002 ) 8.10. Платежі, що сплачують виробникам електричної енергії, які мають двосторонні договори з ДПЕ Виробники та оператори зовнішніх перетоків, які підписали двосторонні договора з ДПЕ повинні отримувати тільки ті платежі, які визначені в їх двосторонніх договорах. 8.11. 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 8.12. Коригування платежів постачальників електроенергії розраховується згідно з формулою: зп зп' зп'' де: зп' відповідно до платежів атомним електростанціям, розраховується за формулою: зп' аес ок фо де: аес фо електростанціями; зп'' відповідно до платежів виробникам, експортерам-імпортерам, які працюють згідно із двосторонніми договорами, крім платежів атомним електростанціям, розраховується за формулою: hZ де: S - сума; двк експортерам-імпортерам, які працюють згідно із двосторонніми договорами, крім платежів атомним електростанціям; фо які працюють згідно із двосторонніми договорами, крім атомних електростанцій, та фактичного сумарного обсягу імпортованої та експортованої електроенергії; сг 8.13. Платежі ДПЕ Щомісячні витрати ДПЕ визначаються згідно з Ліцензією з оптового постачання та рівномірно розподіляються між періодами максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ) в наступному єр 8.14. 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. дв договорами без урахування операторів зовнішніх перетоків та сум додаткових платежів на фінансування проекту реконструкції Старобешівської ТЕС, передбачених постановою НКРЕ від 29.03.2002 N 325. ( Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 403 від 19.04.2002 ) 8.16. Уточнення платежів членам оптового ринку електроенергії за звітними місячними даними. 8.16.1. Програмне забезпечення визначає середню ціну за добу та місяць для кожного виробника та постачальника електроенергії. 8.16.2. За даними п.6.1.8. та середніх цін програмне забезпечення уточнює платежі всім членам оптового ринку. 8.16.3. За даними п.8.15.2. розраховуються відхилення для постачальників електроенергії та їх остаточні платежі за місяць. 8.16.4. 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: А і В - МВт, величини потужності, які встановлюються Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ; С 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 електромережі ОЕС України; мн зп електроенергії; зп' електроенергії відповідно до платежів атомним станціям; зп'' електроенергії відповідно до платежів виробникам, експортерам-імпортерам, які працюють згідно із двосторонніми договорами, крім платежів атомним станціям; реж електромережі ОЕС України; реж режиму електромережі ОЕС України; мн мн с - електростанція; п - постачальник електричної енергії або крупний споживач; р - розрахунковий період; рег фрег і - зовнішній переток; мн х - точки зростання. |
( Умовні позначення із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 445 від 30.04.2002, N 575 від 30.05.2002 )
----------------------------------------------------------------
| 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 |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Кпз | дол.США/МВтг |Коефіцієнт постійних витрат |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| 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 |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Рнmіn/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 |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ppmax/бр | МВт |Максимальна заявлена або |
| | |перезаявлена робоча потужність |
| | |блока |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Ppmin/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 |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| Тсг | г |Тривалість добового графіка |
|----------+---------------+-----------------------------------|
| 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 | Рнmіn/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 від 12.11.97; із змінами, внесеними згідно з Постановою Нацкомелектроенергетики N 992 від 30.07.99, Постановами НКРЕ N 633 від 19.06.2001, N 324 від 29.03.2002 )
Додаток 3
до Договору між Членами Оптового
ринку електричної енергії
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 (Ppmax/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.