НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
П О С Т А Н О В А
| 12.09.2003 N 921 |
Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.
( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003 N 1485 від 31.12.2003 N 19 від 14.01.2004 N 258 від 19.03.2004 N 699 від 02.07.2004 N 972 від 30.09.2004 N 1058 від 29.10.2004 N 1081 від 08.11.2004 N 1193 від 10.12.2004 N 1279 від 30.12.2004 N 60 від 31.01.2005 N 179 від 22.03.2005 N 372 від 24.05.2005 N 414 від 01.06.2005 N 440 від 15.06.2005 N 612 від 04.08.2005 N 681 від 17.08.2005 N 742 від 30.08.2005 N 743 від 30.08.2005 N 1098 від 02.12.2005 N 1099 від 02.12.2005 N 1275 від 30.12.2005 N 18 від 16.01.2006 N 136 від 31.01.2006 N 137 від 31.01.2006 N 155 від 06.02.2006 N 186 від 17.02.2006 N 187 від 17.02.2006 N 240 від 23.02.2006 N 532 від 21.04.2006 N 554 від 28.04.2006 N 560 від 04.05.2006 N 884 від 05.07.2006 N 1013 від 28.07.2006 N 1313 від 06.10.2006 N 1458 від 10.11.2006 N 1459 від 10.11.2006 N 1600 від 01.12.2006 N 1605 від 06.12.2006 N 16 від 15.01.2007 N 107 від 26.01.2007 N 112 від 27.01.2007 N 568 від 04.05.2007 N 933 від 27.06.2007 N 947 від 06.07.2007 N 959 від 12.07.2007 - термін дії змін з 01.08.2007 по 31.10.2007 N 971 від 18.07.2007 N 1058 від 27.07.2007 - термін дії змін з 30.07.2007 до 01.10.2007 N 1294 від 21.09.2007 - термін дії змін з 01.10.2007 по 31.03.2008 N 1295 від 21.09.2007 - термін дії змін з 01.10.2007 по 31.03.2008 ( Термін дії змін, внесених Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 959 від 12.07.2007 продовжено з 01.10.2007 по 31.10.2007 у частині удосконалення порядку встановлення ознаки порушення блоком диспетчерського графіку згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1296 від 21.09.2007 ) ( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1302 від 26.09.2007 - термін дії змін з 01.10.2007 по 31.12.2007 N 1322 від 28.09.2007 N 1492 від 30.10.2007 N 1493 від 30.10.2007 N 1681 від 05.12.2007 N 1682 від 05.12.2007 N 1714 від 07.12.2007 N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1011 від 20.08.2008 N 165 від 31.01.2008 N 658 від 30.05.2008 N 399 від 03.04.2009 N 498 від 29.04.2009 N 499 від 29.04.2009 N 671 від 04.06.2009 N 724 від 19.06.2009 N 726 від 22.06.2009 N 764 від 30.06.2009 N 765 від 30.06.2009 N 993 від 28.08.2009 N 994 від 28.08.2009 - термін дії змін з 28.08.2009 до 30.09.2009 включно N 1078 від 17.09.2009 N 1082 від 21.09.2009 - термін дії змін з 22.09.2009 по 30.11.2009 N 1084 від 21.09.2009 - термін дії змін з 22.09.2009 по 30.11.2009 N 1085 від 21.09.2009 - термін дії змін з 22.09.2009 по 30.11.2009 N 1117 від 30.09.2009 - термін дії змін з 01.10.2009 по 30.11.2009 N 1118 від 30.09.2009 - термін дії змін по 31.12.2009 )
Відповідно до Закону України "Про електроенергетику", Указу Президента України від 21 квітня 1998 року N 335 "Питання Національної комісії регулювання електроенергетики України", Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України Національна комісія регулювання електроенергетики України
ПОСТАНОВЛЯЄ:
1. Затвердити з 1 жовтня 2003 р. Правила Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р. (пункт 6 протоколу N 14 від 04.09.03), що додається.
2. Розпоряднику системи розрахунків Оптового ринку електричної енергії України:
2.1. До 25 вересня 2003 р. надати пропозиції щодо рівня таких величин:
коефіцієнтів обмеження, що характеризують відношення
нерівномірності заданого графіка покриття до максимальної
нерівномірності заданого графіка покриття (C, D);
коефіцієнтів маневреності, які визначають мінімальну та
мн мн
максимальну ціну за маневреність (К , К );
мін мах
пз
регулюючого коефіцієнта (К );
рм
ціни 1 МВт оперативного резерву другої групи (Ц );
(2)
рм
ціни 1 МВт резерву потужності третьої групи (Ц ).
(3)
2.2. До 1 жовтня 2003 р. здійснити заходи для підготовки необхідного програмного забезпечення для введення в дію Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.
3. Визнати з 1 жовтня 2003 р. постанову НКРЕ від 12.11.97 N 1047а "Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України" такою, що втратила чинність.
| В.о. Голови Комісії | Ю.Кияшко |
ЗАТВЕРДЖЕНО
Постанова НКРЕ
12.09.2003 N 921
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
04.09.2003 N 14
Додаток 2
до Договору між Членами
Оптового ринку електричної
енергії
ПРАВИЛА
Оптового ринку електричної енергії України
Зміст
1. ВСТУП ...
1.1. Терміни та їх тлумачення ...
1.2. Загальні положення ...
2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ФІЗИЧНІ ДАНІ ...
2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків ...
2.2. Зміни ...
3. ЗАЯВКИ ЧЛЕНІВ РИНКУ ...
3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками ...
3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками ...
3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників ...
3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків ...
3.5. Заявки Постачальників ...
3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності ...
3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків ...
4. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ ...
4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України ...
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків ...
4.3. Прогноз необхідного покриття ...
5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК НАВАНТАЖЕННЯ НА НАСТУПНУ ДОБУ ...
5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками ...
5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін ...
5.10. Обчислення ціни блока ...
5.11. Визначення граничної ціни системи ...
5.12. Визначення ціни робочої потужності ...
5.13. Визначення ціни за маневреність ...
6. ДИСПЕТЧЕРСЬКЕ УПРАВЛІННЯ, ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ ...
6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ...
6.2.Порядок збору та обробки даних вимірювань ...
6.3. Достовірність даних вимірювань ...
6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах ...
7. ФАКТИЧНІ РОБОЧА ПОТУЖНІСТЬ, ДІАПАЗОН РЕГУЛЮВАННЯ ТА ЦІНИ ...
7.1. Порушення в роботі блоків ...
7.2. Фактичні пуски блоків ...
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку ...
7.4. Фактична ціна блоку ...
8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ ...
8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію ...
8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи ...
8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи ...
8.4. Платіж за робочу потужність ...
8.5. Платіж за маневреність ...
8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу) ...
8.7. Додаткові платежі Виробнику ...
8.8. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками ...
8.9. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок окремим Виробником ...
8.10. Оптова ціна закупки ...
8.11. Платежі, що сплачують Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків ...
8.12. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж ...
8.13. Коригування платежів Постачальників ...
8.14. Платежі ДПЕ ...
8.15. Додаткові платежі Постачальників ...
8.16. Дотаційні сертифікати ...
8.17. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії ...
8.18. Платежі Постачальників на фінансування інвестиційних проектів ...
8.19. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників ...
8.20. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними ...
Додаток А. Умовні позначення ...
Додаток Б. Визначення та відображення в диспетчерському журналі погодинних величин навантаження та виробництва електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну годину доби на основі планового та диспетчерського погодинних графіків їх навантаження ...
1. ВСТУП
1.1. Терміни та їх тлумачення
1.1.1. Всі терміни, які вжиті з великої літери в цих Правилах Оптового ринку електричної енергії України (далі - Правила), мають значення, визначені в Договорі між членами Оптового ринку електричної енергії України (далі - Договір).
1.1.2. Додаткові терміни, що використовуються в цих Правилах, вживаються в такому значенні:
блок - сукупність енергетичного обладнання, що складається із одного турбогенератора та одного і більше котлів (корпусів) для теплових електростанцій та теплоцентралей або одного і більше турбогенератора та одного реактора для атомних електростанцій;
виробники, які працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства теплових електростанцій, а також інші виробники за відповідним рішенням Ради Оптового ринку;
виробники, які не працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства атомних, гідрогенеруючих та гідроакумулюючих станцій, теплоелектроцентралі, вітрові електростанції, когенераційні, парогазові та газотурбінні установки, які здійснюють продаж електричної енергії в Оптовий ринок за тарифами, затвердженими НКРЕ;
гранична ціна системи - ціна найдорожчого із включених до заданого графіку навантаження маневрених блоків Виробників, які працюють за ціновими заявками, в кожному розрахунковому періоді доби;
диспетчерський центр - державне підприємство, яке визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, що виконує функції диспетчерського (оперативно-технологічного) управління об'єднаною енергетичною системою України (далі - ОЕС України);
диспетчерський журнал - комплекс програмного забезпечення, призначений для реєстрації в електронному вигляді перезаявок робочої потужності та команд диспетчера на зміну навантаження блоків;
діапазон регулювання - діапазон між заявленою (перезаявленою) максимальною та мінімальною робочою потужністю, в межах якого блок може змінювати своє навантаження;
дотаційні сертифікати - щомісячні обсяги компенсацій втрат Місцевих постачальників від здійснення постачання електричної енергії певним категоріям споживачів, затверджені НКРЕ;
заданий графік навантаження - добовий графік, розроблений Розпорядником системи розрахунків згідно з Правилами та погоджений з Диспетчерським центром, що включає графік навантаження блоків (станцій) Виробників, графік споживання електроенергії Постачальниками, графік зовнішніх перетоків, порядок пуску блоків з резерву, порядок відключення блоків в резерв на ніч, порядок відключення блоків в резерв до кінця розрахункової доби та графік гарячого резерву (порядок навантаження/розвантаження блоків);
маневреність - послуга, що надається Виробником по зміні навантаження блоків або їх зупинці та пуску протягом доби для регулювання навантаження та частоти в ОЕС України;
мінімально допустимий склад обладнання станції - блоки, мінімально допустима кількість яких з мінімальним навантаженням має знаходитись в роботі в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря відповідно до прогнозу метеорологічних умов для забезпечення надійної роботи станції, яка входить до складу виробника, що працює за ціновими заявками. Мінімально допустимий склад обладнання станції затверджується Радою ринку за попереднім узгодженням з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, та наведений у Додатку Г;
несумісний режим - режим, при якому сумарна потужність, яка складається із потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками, потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання станції, за вимогами режиму ОЕС України і відповідно до термінових та/або аварійних заявок Виробника, сумарного резерву на розвантаження за вимогами диспетчерського центру перевищує задане покриття;
оптова ринкова ціна без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом - ціна, яка визначається на підставі ціни закупівлі електроенергії у виробників, з урахування витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних мереж, платежу за послуги ДПЕ, збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, та втрат електроенергії в магістральних і міждержавних мережах;
( Пункт 1.1.2 доповнено терміном згідно з Постановою НКРЕ N 724 від 19.06.2009 )
оптова ринкова ціна з врахуванням обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом - ціна, яка визначається на підставі ціни закупівлі електроенергії у виробників, з урахування витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних мереж, платежу за послуги ДПЕ, збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом та втрат електроенергії в магістральних і міждержавних мережах;
( Пункт 1.1.2 доповнено терміном згідно з Постановою НКРЕ N 724 від 19.06.2009 )
розрахунковий період - період, тривалістю 60 хвилин, який починається в момент початку першої години добового графіка кожної доби і закінчується в момент початку наступної години, не включаючи її;
система розрахунків - комп'ютерне обладнання, програмне забезпечення, системи та процедури, що використовуються Розпорядником системи розрахунків при проведенні розрахунків згідно з Договором та іншими Узгодженими порядками.
( Пункт 1.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національна комісія регулювання електроенергетики N 179 від 22.03.2005, N 681 від 17.08.2005, N 742 від 30.08.2005 )
1.2. Загальні положення
1.2.1. Ці Правила є невід'ємною частиною Договору і визначають механізм функціонування Оптового ринку електричної енергії України (далі - Оптовий ринок) в частині надання даних, розподілу навантажень між генеруючими джерелами, формування оптових цін купівлі-продажу електричної енергії та платежів на Оптовому ринку.
1.2.2. Сторони погоджуються, що результати розрахунків програмного та апаратного забезпечення залежать від отримання Розпорядником системи розрахунків даних від усіх відповідних Сторін, а також від їх повноти і точності. Розпорядник системи розрахунків не несе відповідальність за достовірність даних, які він одержує від Сторін та результати розрахунків програмного забезпечення, якщо він діє згідно з цими Правилами.
1.2.3. Відповідальність за своєчасність надання, повноту та достовірність даних, визначених цими Правилами, несе Сторона, що надає дані.
1.2.4. Сторони повинні надавати на вимогу Розпорядника системи розрахунків додаткові дані, що необхідні йому для виконання своїх обов'язків згідно з цими Правилами та діючими нормативно-правовими та технічними документами.
1.2.5. Процедура взаємовідносин між Розпорядником системи розрахунків та відповідними Сторонами щодо реалізації цих Правил регламентується Інструкцією про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до Договору, Інструкцією про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (додаток 4 до Договору), Інструкцією про порядок комерційного обліку електричної енергії (додаток 10 до Договору) та іншими Узгодженими порядками.
1.2.6. Форми, надання Сторонами даних у відповідності до цих Правил встановлюються Розпорядником системи розрахунків.
1.2.7. Якщо для Розпорядника системи розрахунків цими Правилами чи іншими Узгодженими порядками визначено конкретні терміни виконання обов'язків, йому необхідно дотримуватись цих термінів.
В інших випадках Розпорядник системи розрахунків повинен виконувати свої обов'язки максимально швидко в залежності від обставин, які склалися.
1.2.8. Будь-які перевірки та розрахунки, які виконуються не Розпорядником системи розрахунків, повинні здійснюватись за допомогою копії програмного забезпечення, яке знаходиться у використанні Розпорядника системи розрахунків, при повному та точному введенні даних (які необхідно обробити) у відповідності з вимогами цих Правил.
1.2.9. Умовні позначення показників, які використовуються при проведенні розрахунків згідно з цими Правилами, наведені у Додатку А.
2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ФІЗИЧНІ ДАНІ
2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків
2.1.1. Дані, які повинні надавати всі Члени ринку:
а) повна юридична назва Члена ринку та його ЗКПО;
б) вид підприємницької діяльності, якою займається Член ринку;
в) місцезнаходження (повна адреса) Члена ринку;
г) дата вступу Члена ринку в Договір;
д) дата виходу Члена ринку з Договору.
2.1.2. Дані, які повинні надавати теплові електростанції та теплоелектроцентралі (для кожного блока):
а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
у
е) встановлена потужність блока (Р , МВт);
б
м
ж) максимальна потужність блока (Р , МВт);
б нmin
з) технічний мінімум навантаження блока (Р , МВт);
о б
і) корисний відпуск блока (Р , %), у відсотках від
ф б
фактичного виробітку блока Э ;
б
к) тип палива;
л) перелік блоків, які знаходяться в консервації;
м) мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних
блоків (корпусів);
н) регламентна тривалість пуску блока (підключення корпусу
пуск
двокорпусного блока) (Т , год), регламентна тривалість
б
підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного
підкл
блока при роботі блока в однокорпусному режимі (Т , год), а
б
також графіки - завдання пуску блоку (підключення корпусу
двокорпусного блоку) з різних теплових станів (гарячого, двох
напівпрохолодних та холодного);
( Підпункт "н" пункту 2.1.2 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 18 від 16.01.2006 )( Підпункт "о" вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
о) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному
та аварійному режимі;
п) перелік блоків, які приймають участь у первинному
регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП;
р) енергетичні характеристики обладнання блоків, затверджені
центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління
в електроенергетиці;
( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
с) форму 3-ТЕХ та дані щодо ціни натурального палива
(вугілля, газ, мазут) по кожній електростанції, що експлуатується
Виробником, за останній звітний місяць до 25 числа розрахункового
місяця;
( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
т) прогнозовані ціни та калорійний еквівалент переведення
натурального палива в умовне (відображається з трьома знаками
після коми) для вугілля, газу та мазуту до 25 числа місяця, що
передує розрахунковому. У разі зміни цін на паливо рішеннями
органів виконавчої влади, які мають на це право згідно з діючим
законодавством, Виробник має право надати відповідні зміни
Розпоряднику системи розрахунків, який зобов'язаний врахувати їх,
з дати надання, при розрахунку контрольних цінових заявок;
( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "т" згідно з Постановою НКРЕ N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )
у) заявлені умовно-постійні витрати блоків, які працюють в
зупв
"острові Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блоків, які
м(Бу)
зупв
працюють в іншій частині ОЕС України (Д , грн), в
м(ОЕС)
розрахунковому місяці;
( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "у" згідно з Постановою НКРЕ N 1322 від 28.09.2007 )
ф) фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в
фупв
"острові Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блоків, які
м-2(Бу)
фупв
працюють в іншій частині ОЕС України (Д , грн), за місяць,
м-2(ОЕС)
який передував попередньому розрахунковому місяцю.
( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "ф" згідно з Постановою НКРЕ N 1322 від 28.09.2007 )
2.1.3. Дані, які повинні надавати гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
у
д) встановлена потужність електростанції (Р , МВт);
о с
е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
ф с
фактичного виробітку Э .
с
2.1.4. Дані, які повинні надавати гідроакумулюючі електростанції (у цілому для кожної електростанції):
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) максимальна потужність електростанції в генераторному
м
режимі (Р , МВт);
с
е) максимальна потужність електростанції в моторному режимі
ммр
(Р , МВт);
с о
ж) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
с
ф
фактичного виробітку Э ;
с
з) коефіцієнт корисної дії електростанції.
( Підрозділ 2.1 доповнено пунктом 2.1.4 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
2.1.5. Дані, які повинні надавати атомні електростанції (для кожного блока):
а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
м
е) максимальна потужність блока (Р , МВт);
б нmin
ж) технічний мінімум навантаження блока (Р , МВт);
о б
з) корисний відпуск блока (Р , %), у відсотках від
ф б
фактичного виробітку Э .
б
2.1.6. Дані, які повинні надавати вітрові електростанції:
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
у
д) встановлена потужність електростанції (Р , МВт);
о с
е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
ф с
фактичного виробітку Э .
с
2.1.7. Дані, які повинні надавати оператори зовнішніх перетоків:
а) найменування зовнішнього перетока;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) напруга зовнішнього перетока;
вн
е) пропускна здатність зовнішнього перетока (Р , МВт).
і
2.1.8. Дані, які повинні надавати Постачальники:
а) найменування постачальника;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності.
2.2. Зміни
2.2.1. Усі Члени ринку повинні змінювати фізичні дані, які їх стосуються та зазначені вище в підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність із фізичними характеристиками та погодивши з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, відповідно до його компетенції.
( Пункт 2.2.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 764 від 30.06.2009 )
2.2.2. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі дані що залежать від цих змін, були змінені відповідно.
2.2.3. 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.
3. ЗАЯВКИ ЧЛЕНІВ РИНКУ
3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками
3.1.1. Щодня не пізніше 10-00 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків цінову заявку та заявку робочої потужності щодо кожного блока, який не знаходиться в ремонті та може бути включений в роботу протягом 24 годин (для газо-мазутного блоку 800 МВт - протягом 72 годин), у тому числі блоків, що знаходяться поза резервом за відсутністю палива.
( Абзац перший пункту 3.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 )
Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими Виробник електроенергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок та має розраховуватись відповідно до положень додатку В. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби.
( Абзац другий пункту 3.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні містити такі дані для кожного блока:
а) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих
прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена
з
в оптовий ринок (Ц , грн/МВт х год, не більш, як з двома знаками
бх
після коми), та відповідні їм опорні потужності блока (Р , МВт),
бх
які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені
ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків
рmin
та корпусів двокорпусних блоків. У всіх випадках Р <= Р ;
б1 бр
п
б) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ), які
б
відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних,
гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості
п1
пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
п2 б
пуску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних вище
б
станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
хх
в) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б
двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
хх1
однокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу блока
б хх2
для двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються цілими
б
числами, грн/год;
г) для кожного розрахункового періоду наступної доби
рmax
максимальну робочу потужність (Р ) та мінімальну робочу
рmin бр
потужність (Р ), МВт;
бр
д) мінімальну тривалість роботи між послідовними циклами
зупинки блока та мінімальну тривалість простою між послідовними
циклами роботи блока, год;
е) ознаку маневреності, яка визначає, чи є блок (корпус)
маневрений (М = 1) або неманеврений (М = 0) для кожного
бр бр
розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;
ж) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні
знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання
станційних номерів цих блоків;
з) ознаку обов'язкової роботи (ОВ = 1) - обов'язкового
бр
включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів
або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до
резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не
декларується (ОВ = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової
бр pmax pmin
роботи (ОВ = 1), працюють по заявленому графіку (Р = Р ),
бр бр бр
погодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи
розрахунків;
( Підпункт "з" пункту 3.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )
і) ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю
палива ОТ = 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТ = 0);
б б
к) структура використання палива (вугілля, газу, мазуту)
у відсотках;
( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "к" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
л) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам
із відборів турбіни у Гкал/год.
( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "л" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
м) ознаку згоди на відключення блоку (корпусу) у випадку
необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу
обладнання у разі виникнення несумісного режиму протягом всіх
розрахункових періодів доби (ОР = 1). У іншому випадку ознака на
б
блоці (корпусі) не декларується (ОР = 0);
б
( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "м" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
н) ознаку пропозиції Виробника відключити блок, що
знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був
включений в роботу раніше (ОБ = 1). У іншому випадку ознака на
б
блоці не декларується (ОБ = 0);
б
( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "н" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )
о) ознаку обов'язкової роботи блока, що використовує
природний газ на виробництво електроенергії для забезпечення
економії вугілля на складах Виробників за поданням центрального
органу виконавчої влади, що здійснює управління в
електроенергетиці (ОЗ = 1 ). В іншому випадку ознака не
бр
декларується (ОЗ = 0);
бр
( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "о" згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1058 від 27.07.2007, N 1302 від 26.09.2007, N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 14.01.2008 до 14.02.2008 )
3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними Диспетчерського центру встановлює блокам:
( Підпункт "а" пункту 3.1.3 вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1682 від 05.12.2007 )
а) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі
CENTREL - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі
CENTREL ВС = 1. Усім іншим блокам та блокам, які включені в
бр
в роботу для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання
станції, установлюється ознака ВС = 0.
бр
( Підпункт "а" пункту 3.1.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1117 від 30.09.2009 - термін дії змін з 01.10.2009 по 30.11.2009 )
б) які мають знаходитись в роботі відповідно до термінових
та/або аварійних заявок Виробника - ознаку вимушеної роботи
ВЗбр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВЗбр = 0.
( Пункт 3.1.3 доповнено підпунктом згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )
3.1.4. Виробники повинні щоденно надавати Розпоряднику системи розрахунків загальностанційні дані про кількість маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом наступної розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки згідно з підпунктом 3.1.2 (е) та кількості блоків, які можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально допустимого складу обладнання станції.