НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ З ПИТАНЬ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
ПОСТАНОВА
N 1047а від 12.11.97
м.Київ
( Постанова втратила чинність на підставі Постанови
Національної комісії регулювання електроенергетики
N 921 від 12.09.2003 )
Про затвердження Правил Оптового ринку
електричної енергії України
( Із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної
комісії регулювання електроенергетики
N 1120 від 09.10.2002 - з 20.10.2002 )
Згідно з Указом Президента України від 14 березня 1995 р. N 213 "Про заходи щодо забезпечення діяльності Національної комісії з питань регулювання електроенергетики України", положеннями Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії Національна комісія з питань регулювання електроенергетики України ПОСТАНОВЛЯЄ:
Затвердити Правила Оптового ринку електричної енергії України в редакції від 2 жовтня 1997 року із внесеними змінами та доповненнями згідно з рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії від 2-3.10.97 р. (протокол N 13).
Голова Комісії З.Буцьо
Затверджено
Постанова НКРЕ від 12.11.97
N 1047а
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
від 2-3.10.97 N 13
Додаток 2
до Договору між Членами Оптового
ринку електричної енергії
Правила
Оптового ринку електричної енергії України
(Правила енергоринку)
в редакції від 2 жовтня 1997 року
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. Набір заявлених цін, з нульовою робочою потужністю, повинен надаватися на всі блоки, що можуть бути пущені на протязі 24 годин.
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 > Ppm|n/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 (Ppm|n/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.
3.2. 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 (Ppm|n/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 (Ppm|n/бр).
3.5.2. Мінімальна робоча потужність (Ppm|n/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 ((Рнm|n/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 - Ppm|n/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
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 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
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 <= р <= End, то витрати на пуск блока та холостий хід (Зпт/бр) дорівнюють:
| Тсг Тсг [ Е СТбр ] х Цп/б + Е Цххр/бр р = 1 р = 1 Зпт/бр = ---------------------------------------------- х 100 р = End Е Эг/бр х Ро/б р = Start |
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 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.
5.5.2. Розмір ціни робочої потужності (Црм/р) повинен визначатися відповідно до формули:
| (1) якщо ( Е Ppmax/бр - Рпк/р ) > В, б 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]}; 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.
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 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 ). Вважати ДП = 1: 2) для двокорпусних блоків при підключені другого корпусу: д д д д В іншому випадку ДП = 0. Вважати ДЗ = 1: д д 2) для двокорпусних блоків при відключені другого корпусу: д д д д В іншому випадку ДЗ = 0. |
| 7.3.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо виникне одна із ситуацій:
пуск ДЗ = 0, Ов = 0 ф д пуск Ов = 0 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. 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 |
( Підрозділ 7.3 розділу 7 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1120 від 09.10.2002 )
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 Ppmax/бр)
Ррмін/бр = остання одержана Ppmin/бр
(2) якщо Нбр = 1, то Ррмакс/бр = min (Эф/бр , остання одержана Ppmax/бр)
Ррмін/бр = min (Эф/бр , остання одержана Ppmin/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 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 [ Е СТбр ] х Цвп/б + Е Цххр/бр р = 1 р = 1 Зфпт/бр = ------------------------------------------------ х 100 р = End Е Эф/бр х Ро/б р = Start в іншому випадку: Зфпт/бр = 0. |
Платежі оптового ринку електричної енергії
8.1. Визначення фактичної робочої потужності кожного блока
Фактична робоча потужність кожного блока (Ррр/бр) для платежів визначається на підставі наступних правил:
Для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 0:
Ррф/бр = Рро/бр ;
Для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 1:
Ррф/бр = min (Эф/бр ; Рро/бр)
8.2. Платіж за вироблену електроенергію
Для кожного розрахункового періоду добового графіка виробнику електричної енергії призначається платіж за вироблену електроенергію всіма його станціями, який визначається за такою формулою:
Дэ/ср = Цфпс/р * Эфо/ср
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: ( Пункт 8.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1120 від 09.10.2002 )
8.3.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи:
(1) Цзв/бр < Цфпс/р;
(2) Эд/бр < Эг/бр ;
| пуск (3) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП б = 0, бр бр бр-1 бр-Т ДЗ = 0, Ов = 0, то: Эв-/бр = (Эг/бр - Эф/бр) * Ро/б / 100; якщо Эфо/бр = 0, то Дв/бр = (Цфпс/р - Цзв/бр) * Эв-/бр; в іншому випадку: Дв/бр = (Цфпс/р - Цизв/бр) * Эв-/бр |
( Пункт 8.3.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1120 від 09.10.2002 )
8.3.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з вимогами системи:
якщо Цзв/бр > КНКРЕ , то Цзв/бр = КНКРЕ
(1) Цзв/бр > Цфпс/б;
| (2) Эд/бр > Эг/бр та пуск (3) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП б = 0, бр бр бр-1 бр-Т ДЗ = 0, Ов = 0, то: Эв+/бр = (Эф/бр - Эг/бр ) * Ро/б / 100; Дв/бр = (Цзв/бр - Цфпс/р) * Эв+/бр; в іншому випадку: Дв/бр = (Цизв/бр - Цфпс/р) * Эв+/бр
|
( Пункт 8.3.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1120 від 09.10.2002 )
8.4. Штраф блоку за порушення
На всі розрахункові періоди, для яких Нбр = 1, з блока стягується штраф за порушення (Дш/бр), який визначається за формулою:
(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. Визначення оптової ціни закупки (Цок/р)
8.6.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка визначається оптова ціна закупки (Цок/р) відповідно до формули:
| Е ДРМ/БР + ДЭ/СР ЦОК/Р = ------------------------------- ЭФО/СР |
8.7. 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
8.8. 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):
Др/бр = Дв/бр + Дрм/бр + Дс/бр - Дш/бр
Сумарний платіж станції визначається за формулою:
Дсс/ср = Дэ/ср + Е Др/бр
8.9. 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.
8.10. 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, згідно з Договором з ДЕК "Укрелектропередача" по використанню їх електромереж. Ця величина потім буде рівномірно розподілена між особливими розрахунковими періодами (ОРП) в наступному календарному місяці для визначення витрат на магістральну та міждержавну електромережу (Двв/р). Особливими розрахунковими періодами будуть вважатися розрахункові періоди від періоду Start по період End включно.
8.11. Додатковий збір Енергоринку
Додатковий збір Енергоринку (Дд/р) має розраховуватись як різниця між сумою Дотаційних сертифікатів, отриманих Розпорядником коштів енергоринку (Дпв/р) (згідно з умовами Додатку 4) та сумою платежів РСР згідно з двосторонніми контрактами (Ддв/р). Він розраховується наступним чином:
Дд/р = Дпв/р - Ддв/р
| де: Дпв/р = Е Дпвт/д / Тсг р Дпвт/д - сумарне значення Дотаційних сертифікатів, отриманих для розрахункової доби Ддв/р = Е ((Цок/р * Эфо/ср) - Ддвк/ср) |
Ддвк/ср - Сумарний платіж виробникам, які продають електроенергію згідно з двосторонніми контрактами.
8.12. Платежі ДПЕ
Щомісячні витрати ДПЕ визначаються згідно з Ліцензією з оптового постачання та рівномірно розподіляються по всіх особливих розрахункових періодах (ОРП) наступного місяця для одержання коштів державним підприємством "Енергоринок" (Дэр/р). Особливими розрахунковими періодами будуть вважатись розрахункові періоди від періоду Start по період End включно.
8.13. 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.
8.14. Платежі постачальників електричної енергії за спожиту електричну енергію
Для кожного розрахункового періоду добового графіка оптова ринкова ціна (Цор/р) повинна визначатися згідно з даною формулою:
Цок/р + Цн/р
Цор/р = ------------------------ х К
1 - Кпс/р
| Е (Дв/бр + Дс/бр - Дш/бр + Двв/р + Дэр/р + Дд/р) б де, Цн/р = --------------------------------------------------------- Эрпт/р |
К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою оптового ринку та погоджується НКРЕ.
Кпс/р - коефіцієнт втрат у магістральних та міждержавних електромережах розраховується за формулою:
Эпс/р
Кпс/р = ------------------------------------
Е Эфо/бр + Е Эвн/ір
Кожний постачальник електричної енергії за кожний розрахунковий період повинен в повному обсязі здійснити платіж, що дорівнює:
Дэп/пр = Эпт/пр х Цор/р + Дсп/п + Дод/р
8.14. Уточнення платежів членам оптового ринку електроенергії за звітними місячними даними.
8.14.1. Програмне забезпечення визначає середню ціну за добу та місяць для кожного виробника та постачальника електроенергії.
8.14.2. За даними п.6.1.8. та середніх цін програмне забезпечення уточнює платежі всім членам оптового ринку.
8.14.3. За даними п.8.14.2. розраховуються відхилення для постачальників електроенергії та їх остаточні платежі за місяць.
8.15. 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:
б - енергоблок;
с - електростанція;
п - постачальник електричної енергії або крупний споживач;
р - розрахунковий період;
і - зовнішній переток;
х - точки зростання;
| Ов - ознака обов'язкової роботи. б |
----------------------------------------------------------------
| 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 |Штраф 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 А із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1120 від 09.10.2002 - з 20.10.2002 )
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 | Рнm|n/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 | | | |
---------------------------------------------------------------------