Правила Оптового ринку електричної енергії України (Правила енергоринку). Інструкція про порядок здійснення фінансових розрахунків

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

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.

2. Обов'язкові дані

2.1. Фізичні дані

Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні надавати Розпоряднику розрахунків дані, що визначені у цьому розділі.

2.1.1. Дані, які повинні надати:

(1) всі Члени оптового ринку електричної енергії:

- повна назва Члена оптового ринку електричної енергії та відповідні коди;

- вид підприємницької діяльності, якою займається Член оптового ринку електричної енергії (форма власності);

- місцезнаходження (повна адреса) Члена оптового ринку електричної енергії;

- дата вступу Члена оптового ринку електричної енергії в Договір;

- дата виходу Члена оптового ринку електричної енергії з Договору.

(2) теплові електростанції (для кожного блока):

- назва електростанції;

- номер блока;

- точки виміру блока;

- встановлена потужність блока (Ру/б, МВт);

- нормативний технічний мінімум навантаження блока (Рнmin/б, МВт);

- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від фактичного виробітку блока Эф/б;

- тип палива;

- перелік блоків, які знаходяться в консервації.

(3) гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):

- найменування електростанції;

- номер електростанції;

- точки виміру на електростанції;

- встановлена потужність електростанції (Ру/с, МВт);

- корисний відпуск електростанції (Ро/с, %), що виражається у відсотках від фактичного виробітку Эф/с;

(4) атомні електростанції (для кожного блока)

- найменування АЕС;

- номер блока;

- точки виміру блока;

- максимальна потужність блока (Рм/б, МВт);

- нормативний технічний мінімум навантаження блока (Рнmin/б, Мвт);

- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від фактичного виробітку Эф/б;

(5) оператори зовнішніх перетоків:

- найменування зовнішнього перетока;

- номер зовнішнього перетока;

- точки вимірів та напруга зовнішнього перетока;

- пропускна здатність зовнішнього перетока (Рвн/і);

(6) постачальники електричної енергії:

- найменування мережної точки постачання (МТП);

- точки вимірювання.

(7) крупні споживачі електричної енергії:

- найменування споживчої мережної точки постачання (СМТП);

- точки вимірювання.

2.1.2. Параметри, що відносяться до вимірювальних систем, які експлуатує чи повинна експлуатувати відповідна Сторона:

(1) Найменування підприємства, яке експлуатує вимірювальне обладнання;

(2) Призначення вимірювального обладнання:

1) погодинне вимірювання чи вимірювання з накопиченням кількості прийняття активної електричної енергії, реактивної електричної енергії; погодинне вимірювання чи вимірювання з накопиченням кількості видачі активної електричної енергії, реактивної електричної енергії;

2) вимірювання напруги у точках приєднання вимірювального обладнання;

3) інші дані в залежності від типу вимірів.

(3) Місцезнаходження:

1) основний електрогенератор, допоміжне обладнання електростанції, блочний трансформатор чи станційний трансформатор із номерами лічильників (у випадку розташування вимірювального обладнання на території електростанції);

2) співвідношення з Мережною точкою постачання та положення розрахункового лічильника в структурі системи вимірювання (у всіх випадках).

(4) Коефіцієнти втрат між вимірювальним приладом та Межою ринку.

(5) Інші дані, що можуть вимагатися діючими нормами та інструкціями.

2.1.3. Для тих вимірювальних систем, що відносяться більше, ніж до одного місцевого постачальника електричної енергії, ці дані повинні розподілятися між цими електропостачальниками згідно з діючими нормами та інструкціями.

2.2. Зміни

2.2.1. Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні змінювати фізичні дані, які їх стосуються та зазначені вище в підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність з фізичними характеристиками.

2.2.2. Члени оптового ринку електричної енергії не повинні змінювати показники фізичних даних, що приведені в підрозділі 2.1, частіше, ніж двічі, протягом будь-якого календарного місяця, за виключенням випадків, передбачених Узгодженим порядком. Розпорядник системи розрахунків повинен одержувати повідомлення відповідно до зазначених вище даних чи змін до них, а Член оптового ринку електричної енергії повинен забезпечити повноту та точність наданих даних.

2.2.3. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі дані що залежать від цих змін, були змінені відповідно.

2.2.4. Розпорядник системи розрахунків повинен занести дані, приведені вище, до Системи розрахунків протягом двох днів з моменту отримання повідомлення про ці дані чи внесення змін до них.

Кожен день, не пізніше 9-30, кожний виробник електричної енергії повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків набір заявлених цін та декларацію щодо робочої потужності до кожного блока на наступну добу. Набір заявлених цін повинен відображати рівень цін, за якими виробник електричної енергії спроможний постачати електроенергію. Заявка щодо робочої потужності повинна відображати спроможність кожного блока постачати електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби. При цьому заявлена максимальна робоча потужність блока в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блока в години максимального навантаження. Набір заявлених цін, з нульовою робочою потужністю, повинен надаватися на всі блоки, що можуть бути пущені на протязі 24 годин.

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 > Ррmin/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 (Ррmax/бр) та робочий мінімум потужності (Ррmin/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 (Ррmax/б(с)р) та робочий мінімум потужності (Ррmin/б(с)р), МВт;

3.2.2. ДПЕ повинно надавати будь-яку додаткову інформацію, що необхідна Розпоряднику системи розрахунків для виконання своїх функцій.

3.3. Імпорт, експорт

3.3.1. ДПЕ повинно надати Розпоряднику системи розрахунків узгоджений графік імпорту та експорту електричної енергії (Риэ/ір, Мвт) на кожний розрахунковий період наступної доби, а також тарифи на електроенергію чи потужність, що відповідають погодженим графікам та відхиленням від них.

3.4. Заявки постачальника електричної енергії

3.4.1. Кожний день, не пізніше 08-30, кожний місцевий та незалежний постачальник електричної енергії повинен надати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання (Рэп/пр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, а також прогноз добового споживання (Ээп/п, МВт.г).

3.5. Процедури, загальні для всіх заявок постачальників електричної енергії

3.5.1. Для кожного розрахункового періоду на кожну добу максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Ррmax/бр) не повинна перевищувати встановлену потужність блока (Ру/б) (для АЕС - максимальну потужність блока (Рм/б)), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Ррmin/бр).

3.5.2. Мінімальна робоча потужність (Ррmin/бр) кожного блока не повинен перевищувати встановлену потужність блока (Ру/б) для АЕС - максимальну потужність блока (Рм/б)), але він може бути нижчим за нормативно-технічний мінімум навантаження блока ((Рнmin/б), якщо це значення дійсно відображає фактичні можливості блока.

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:

1) де ДМ - діапазон маневрування, який встановлюється Радою оптового ринку за погодженням НКРЕ

ДМ - дорівнює 0,15 для вугільних та 0,40 для газомазутових блоків.

2) Start - це особливий розрахунковий період, що починається о 6-00.

End - це особливий розрахунковий період, що закінчується о 23-00. Start та End можуть переглядатися Радою Оптового ринку електричної енергії за поданням Розпорядника системи розрахунків.

(3) у всіх інших випадках Мбр = 0.

3.5.4. Форми заявок встановлюються Розпорядником системи розрахунків.

3.6. Повторні заявки щодо робочої потужності та маневреності блоків

3.6.1. У будь-який час виробник електричної енергії може надати ДПЕ переглянуті заявки робочої потужності чи маневреності щодо кожного блока, робоча потужність чи маневреність якого зазнала змін з часу подання останньої заявки. Зміна показників по вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 11.00, повинні враховуватись при розрахунку заданого графіка. Після 11.00 переглянуті заявки надаються диспетчеру та повинні враховуватись їм при веденні режиму.

3.6.2. Робоча потужність, яка є самою низькою серед заявлених чи перезаявлених максимальних робочих потужностей (Ррmax/бр), повинна враховуватися як кінцева заявлена робоча потужність (Рро/б) з метою розрахунку платежу за робочу потужність.

3.7. Перевірка даних

3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити що дані, які надаються згідно з цим розділом, не протирічать фізичним даним, що надані згідно з цими Правилами оптового ринку електричної енергії.

3.7.2. Якщо виробник електричної енергії не надасть дані щодо будь-якого блока згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен вважати, що цей блок не роботоспроміжний, та розробляти заданий та розрахунковий графіки згідно з цим положенням.

3.7.3. Якщо будь-який виробник електричної енергії надає дані, які не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник системи розрахунків повинен повідомити про це виробника електричної енергії та запитати його переглянути дані. Якщо будь з якої причини це неможливо, Розпорядник системи розрахунків має право скоригувати ці дані, щоб забезпечити їх відповідність вимогам цього розділу.

3.7.4. Розпорядник системи розрахунків не має права коригувати дані, що відповідають розділу 3, за винятком випадків, що вказані в пункті 3.7.3.

3.8. Визначення робочої потужності

Виробник електричної енергії має право кінцево визначати, чи буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробник електричної енергії повинен забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.

3.9. Диспетчерське управління

3.9.1. ДПЕ повинно здійснювати фізичне диспетчерське управління всіма електростанціями в повній відповідності з діючими технічними нормами, погодженими інструкціями та Правилами оптового ринку електричної енергії. 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.

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:

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:

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;

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:

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:

то Црм/р = 0;

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 - 1000 МВт, та В - 2000 МВт.

5.6. Визначення ціни за маневреність

5.6.1. Кожного дня, не пізніше 16-00, Розпорядник системи розрахунків повинен повідомити всім Членам оптового ринку електричної енергії, які здійснюють діяльність на ОРЕ, розмір ціни за маневреність для кожного розрахункового періоду наступної доби.

C і D - коефіцієнти обмеження, що характеризують відношення заявленного регулюючого діапазону до нерівномірності заданого графіка покриття, які встановлюються Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ;

(1) для блоків, які декларують ознаку маневреності згідно з частиною III:

(2) для двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності корпусу:

(3) для всіх інших блоків та для блоків, які заявлені маневровими (М = 1) з ознакою обов'язкової роботи:

6. Збір та перевірка даних

6.1. Змінні, що випливають з даних вимірювань

6.1.1. Кількість експортованої чи імпортованої електричної енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза межами оптового ринку електричної енергії.

6.1.2. Розпорядник системи розрахунків повинен, використовуючи при потребі відповідне програмне забезпечення: зібрати дані вимірювань, перевірити достовірність даних вимірів, встановити постійні поправки, зкоригувати та підсумувати дані вимірювань для виробників та постачальників електроенергії.

6.1.3. На підставі даних вимірювань для кожного розрахункового періоду повинні бути визначені значення наступних параметрів:

Эф/бр - фактичний виробіток блока;

Эфо/ср - фактичний відпуск електростанції;

Эпт/пр - фактичне споживання постачальника електричної енергії (E Эис/п);

Эрпк/р - повне погодинне розрахункове покриття;

Эвн/ір - фактичний зовнішній переток.

6.1.4. Всі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами для включення їх в Систему розрахунків.

6.1.5. Зовнішні перетоки (Эвн/ір) повинні бути із знаком (+) у випадку покупки електричної енергії від зовнішніх енергосистем та із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім енергосистемам.

6.1.6. Всі дані вимірювань повинні бути зкориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону оптового ринку електричної енергії. Дані вимірювань виробника електричної енергії коригуються для визначення фактичного відпуску електричної енергії (Эфо/бр), який враховує його власні потреби.

6.1.7. Фізичний кордон оптового ринку електричної енергії визначається точками розподілу та обліку між виробниками електричної енергії, постачальниками електричної енергії та компаніями магістральних та міждержавних електромереж.

6.1.8. Звітні місячні дані по обсягах виробництва та споживання електроенергії надаються виробниками та постачальниками Розпоряднику системи розрахунків у терміни відповідно до Узгодженого порядку.

6.2. Достовірність даних вимірювань

6.2.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань, для визначення платежів, всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні надіслати Розпоряднику системи розрахунків за його запитом підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії, виробленої кожним блоком та кожною електростанцією і спожитою кожним постачальником, з використанням існуючих лічильників електричної енергії та інших показників вимірювань.

6.2.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних ДПЕ має право доступу до приміщень Членів оптового ринку електричної енергії для перевірки вимірювального обладнання, що використовується при зборі даних для оптового ринку електричної енергії.

6.3. Втрати в магістральних та міждержавних електромережах

6.3.1. Для кожного розрахункового періоду розрахункової доби Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити втрати в магістральних та міждержавних електромережах (Эпс/р), МВт.г як різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо в магістральні та міждержавні електромережі та споживанням електричної енергії постачальниками безпосередньо від магістральних та міждержавних електромереж. Значення Эпс/р визначається вимірами і може мати любе значення, що визначається цими вимірами.

6.4. Диспетчерські команди

6.4.1. Диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків диспетчерський журнал, в якому фіксуються всі команди, які подаються блокам протягом доби, а також поточні зміни заявлених потужностей та ознак маневрування.

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):

7.3. Визначення порушень в роботі блоків

2) для двокорпусних блоків при підключені другого корпусу:

7.3.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо виникне одна із ситуацій:

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.

7.4. Визначення розрахункової робочої потужності блоків

7.4.1. Програмне забезпечення на основі заявок про робочу потужність кожного з блоків та ознак порушень блоку визначає максимальну та мінімальну розрахункову робочу потужність блока (Ррмакс/бр та Ррмін/бр) відповідно до наступних правил:

(1) якщо Нбр = 0,

то Ррмакс/бр = max (Эф/бр , остання одержана Ррmax/бр)

Ррмін/бр = остання одержана Ррmin/бр

(2) якщо Нбр = 1,

то Ррмакс/бр = min (Эф/бр , остання одержана Ррmax/бр)

Ррмін/бр = min (Эф/бр , остання одержана Ррmin/бр)

7.5. Розрахункова робоча потужність блоків (станцій) ГЕС та АЕС, що працюють за двосторонніми договорами, приймається по фактичному виробітку.

7.6. Визначення фактичних витрат на пуски та маневреність блока

7.6.1. На підставі фактичного виробітку програмне забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи ознаку пуску (ВП ).

2) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:

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

7.8. Визначення фактичної ціни кожного блоку.

7.8.1. Фактичні ціни блоків (Цзв/бр), що використовуються для розрахунків платежів, визначаються за такою формулою:

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.