Шановні партнери! Всі ціни, інформація про наявність та терміни доставки документів актуальні.


Додаткова копія: Про погодження рішення Ради Оптового ринку електричної енергії України від 28.05.2012 (підпункт 5.9 протоколу N 8)

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРІ ЕНЕРГЕТИКИ

ПОСТАНОВА

від 9 серпня 2012 року N 1028

м. Київ

Про погодження рішення Ради Оптового ринку електричної енергії України від 28.05.2012 (підпункт 5.9 протоколу N 8)

Відповідно до Закону України "Про електроенергетику", Указу Президента України від 23.11.2011 N 1059 "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики" (Положення N 1059/2011), згідно з положеннями Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, постановляє:

1. Погодитись з рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії України від 28.05.2012 (підпункт 5.9 протоколу N 8) про затвердження Змін до додатка 2 до Договору між членами Оптового ринку електричної енергії України (Правила Оптового ринку електричної енергії України) у частині викладення його у новій редакції (додається).

2. Ця постанова набирає чинності з 15 серпня 2012 року.

 

В. о. Голови Комісії

О. Рогозін


 

ПОГОДЖЕНО
Постанова НКРЕ
09.08.2012 N 1028


ЗАТВЕРДЖЕНО
Протокол Ради Оптового ринку електричної енергії України
28.05.2012 N 8


Зміни
до додатка 2 до Договору між членами Оптового ринку електричної енергії України (Правила Оптового ринку електричної енергії України) у частині викладення його у новій редакції

ПРАВИЛА
ОПТОВОГО РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ УКРАЇНИ

1. ВСТУП

1.1. Терміни та їх тлумачення

1.1.1. Усі 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 у 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 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 щодо зміни 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, який працює за ціновими заявками щодо зміни 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 знаходитися 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 В;

несумісний режим - незбалансований за потужністю режим в об'єднаній енергосистемі України, який може виникнути на етапі складання заданого графіка навантаження в розрахункових періодах доби на загальносистемному та/або регіональному рівнях при невиконанні відповідних вимог диспетчерського центру до зазначеного графіка навантаження;

несумісний режим на загальносистемному рівні - режим, при якому сумарна потужність, яка складається із заявленої робочої потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками (у тому числі: для гідроелектростанцій - мінімального навантаження, визначеного з особливостей водного режиму їх роботи, який задається диспетчерським центром; для гідроакумулюючих станцій - мінімальної заявленої робочої потужності в моторному режимі), та мінімальної заявленої робочої потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання відповідної станції, а також за мережними обмеженнями в ОЕС України при врахуванні вимог диспетчерського центру щодо сумарного резерву на розвантаження на станціях цих виробників, перевищує величину прогнозу необхідного покриття ОЕС України;

несумісний режим на регіональному рівні - режим, при якому сумарна потужність у відповідному перетині системи, яка складається із заявленої робочої потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками, та мінімальної заявленої робочої потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання відповідної станції, а також за мережними обмеженнями в ОЕС України, перевищує величину потужності заданої диспетчерським центром у зазначеному перетині систем;

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 та технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами;

оптова ринкова ціна з урахуванням 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, обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом та технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами;

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;

теплоелектроцентраль - енергогенеруюче підприємство, що призначене для комбінованого виробництва електричної і теплової енергії, основним завданням якого є забезпечення споживачів тепловою енергією.

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 дотримуватися 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) відповідно до вимог 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:

1) повна юридична назва Члена ринку та його ЄДРПОУ;

2) вид підприємницької діяльності, якою займається Член ринку;

3) місцезнаходження (повна адреса) Члена ринку;

4) дата вступу Члена ринку в Договір;

5) дата виходу Члена ринку з Договору.

2.1.2. Дані, які повинні надавати теплові електростанції та теплоелектроцентралі (для кожного блоку):

1) найменування електростанції;

2) номер блоку;

3) точки обліку електричної енергії;

4) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

5) межа балансової належності;

6) встановлена потужність блоку (Руб, МВт);

7) максимальна потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (Рмб, МВт), максимальна потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі (Рм1б, МВт);

8) технічний мінімум навантаження моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (Рнminб, МВт), технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі (Рнmin1б, МВт);

9) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії блоку (Роб, %);

10) тип палива;

11) перелік блоків, які знаходяться в консервації;

12) мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних блоків (корпусів);

13) регламентна тривалість пуску блоку (корпусу) (Тпускб, год.), регламентна тривалість підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного блоку при роботі блоку в однокорпусному режимі (Тпідклб, год.), а також графіки-завдання пуску блоку (підключення корпусу двокорпусного блоку) з різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та холодного);

14) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному та аварійному режимах;

15) перелік блоків, які беруть участь у первинному регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП;

16) енергетичні характеристики обладнання блоків, затверджені центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці;

17) 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;

18) 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;

19) заявлені витрати на паливо на виробництво електричної енергії у розрахунковому місяці блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дзпалм(Бу), грн.), та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дзпалм(ОЕС), грн.), та відповідні їм обсяги продажу електроенергії на Оптовому ринку до 25 числа місяця, що передує розрахунковому, або на запит Розпорядника системи розрахунків протягом двох робочих днів;

20) фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дфупвм-2(Бу), грн.), та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дфупвм-2(ОЕС), грн.), за місяць, який передував попередньому розрахунковому місяцю, до 25 числа місяця, що передує розрахунковому;

21) для теплоелектроцентралей до 25 числа місяця, що передує розрахунковому, - прогнозовані щодобові обсяги виробітку електричної енергії та відповідні їм обсяги відпуску електроенергії з урахуванням виробітку необхідних обсягів теплової енергії. Сума прогнозованих щодобових обсягів виробітку та відпуску електричної енергії має відповідати обсягу виробництва та відпуску електроенергії цієї теплоелектроцентралі у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць, затвердженому центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, при забезпеченні необхідних обсягів виробництва теплової енергії відповідно.

У випадку ненадання зазначених даних або надання даних, які перевищують обсяг виробництва та відпуску електроенергії, наведений у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць, затвердженому центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, Розпорядник системи розрахунків приймає до розрахунків обсяг виробництва та відпуску електроенергії цієї теплоелектроцентралі, затверджений у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України.

2.1.3. Дані, які повинні надавати гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):

1) найменування електростанції;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) встановлена потужність електростанції (Рус, МВт);

6) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії електростанції (Рос, %).

2.1.4. Дані, які повинні надавати гідроакумулюючі електростанції (у цілому для кожної електростанції):

1) найменування електростанції;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) максимальна потужність електростанції в генераторному режимі (Рмс, МВт);

6) максимальна потужність електростанції в моторному режимі (Рммрс, МВт);

7) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії електростанції (Рос, %);

8) коефіцієнт корисної дії електростанції.

2.1.5. Дані, які повинні надавати атомні електростанції (для кожного блоку):

1) найменування електростанції;

2) номер блоку;

3) точки обліку електричної енергії;

4) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

5) межа балансової належності;

6) максимальна потужність блоку (Рмб, МВт);

7) технічний мінімум навантаження блоку (Рнminб, МВт);

8) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії блоку (Роб, %).

2.1.6. Дані, які повинні надавати вітрові електростанції:

1) найменування електростанції;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) встановлена потужність електростанції (Рус, МВт);

6) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії електростанції (Рос, %).

2.1.7. Дані, які повинні надавати оператори зовнішніх перетоків:

1) найменування зовнішнього перетока;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) напруга зовнішнього перетока;

6) пропускна здатність зовнішнього перетока (Рвні, МВт).

2.1.8. Дані, які повинні надавати Постачальники:

1) найменування постачальника;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) 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.

2.2.2. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних усі 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 блоку, 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.

Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими виробник електроенергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок та має розраховуватись відповідно до положень додатка Б. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блоку виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби.

3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні містити такі дані для кожного блоку:

1) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена в оптовий ринок (Цзбх, грн./МВт·год., не більш, як з двома знаками після коми), та відповідні їм опорні потужності блоку (Рбх, МВт), які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків та корпусів двокорпусних блоків;

2) чотири вартості пуску моноблоку з резерву (Цпб, грн.), які відображають тепловий стан блоку (холодний, два напівпрохолодних, гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Цп1б, грн.) та вартість пуску (підключення) другого корпусу котла (Цп2б, грн.) для вказаних вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами;

3) ціну холостого ходу моноблоку (Цххб, грн./год.), в тому числі для двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для однокорпусного режиму роботи (Цхх1б, грн./год.) та ціна холостого ходу блоку для двокорпусного режиму роботи (Цхх2б, грн./год.), які відображаються цілими числами;

4) для кожного розрахункового періоду наступної доби для моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі максимальну робочу потужність (Ррmaxбр, МВт) та мінімальну робочу потужність (Ррminбр, МВт), для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі максимальну робочу потужність (Ррmax1бр, МВт) та мінімальну робочу потужність (Ррmin1бр, МВт);

5) мінімальну тривалість роботи між послідовними циклами зупинки блоку (Трб, год.) та мінімальну тривалість простою між послідовними циклами роботи блоку (Тоб, год.);

6) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання станційних номерів цих блоків;

7) структура використання палива (вугілля, газу, мазуту) у відсотках;

8) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам із відборів турбіни у Гкал/год.;

9) ознаку маневреності, яка визначає, чи є блок (корпус) маневрений (Мбр = 1) або неманеврений (Мбр = 0) для кожного розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;

10) ознаку обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів (ОВбр = 1). В іншому випадку ознака не декларується (ОВбр = 0). Для блоків, яким установлена ознака ОВбр = 1, має виконуватися умова Ррmaxбр = Ррminбр;

11) ознаку знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива ОТб = 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТб = 0);

12) 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 (ОРб = 1). В іншому випадку ознака на блоці (корпусі) не декларується (ОРб = 0);

13) ознаку пропозиції Виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був включений в роботу раніше (ОБб = 1). В іншому випадку ознака на блоці не декларується (ОБб = 0);

14) ознаку обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після будівництва, реконструкції та модернізації (ОКбр = 1). В іншому випадку ознака не декларується (ОКбр = 0). Для блоків, яким установлена ознака ОКбр = 1, має виконуватися умова Ррmaxбр = Ррminбр. Період роботи блоку з ознакою ОКбр = 1 має бути погоджений центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці.

3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними диспетчерського центру встановлює блокам:

1) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі ENTSO-E - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ENTSO-E ВСбр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВСбр = 0;

2) 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.

3.1.4. Виробник встановлює блокам (корпусам) станції ознаку маневреності пуск/зупинка Мбр = 1, виходячи із поточного стану обладнання та мінімально допустимого складу обладнання станції в розрахунковій добі, визначеного на основі даних щодо очікуваної середньодобової температури зовнішнього повітря регіону, де розташована відповідна станція. Дані про очікувану середньодобову температуру зовнішнього повітря відповідного регіону на розрахункову добу на запит виробника надає Розпорядник системи розрахунків до 11-00 доби, що передує розрахунковій.

Кількість блоків (корпусів) станції, заявлених виробником за ознакою маневреності пуск/зупинка Мбр = 1, допускається такою, коли при зупинці блоків за цією ознакою в розрахунковій добі можлива робота відповідної станції за погодженням з диспетчерським центром нижче мінімально допустимого складу обладнання (за виключенням розрахункового періоду максимального покриття з урахуванням мінімальної тривалості роботи (Трб)).

3.1.5. Розпорядник системи розрахунків на підставі даних підпунктів 16, 17 і 18 пункту 2.1.2 та підпунктів 7 і 8 пункту 3.1.2 по кожному блоку розраховує відповідно до положень додатка Б контрольну цінову заявку.

У разі ненадання даних згідно з підпунктом 18 пункту 2.1.2 або відхилення ціни одного із видів палива (вугілля, газ, мазут) більше ніж на 5 % від фактичних даних за останній звітний місяць, крім випадків зміни ціни на паливо відповідно до рішень органів виконавчої влади, які мають на це право згідно з діючим законодавством, Розпорядник системи розрахунків використовує для розрахунків контрольної цінової заявки фактичні дані по цьому виду палива за останній звітний місяць.

3.1.6. Для кожного блоку, на який виробник надав цінову заявку, Розпорядник системи розрахунків на основі контрольної цінової заявки визначає контрольну питому вартість (Спит(к)б, грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими підпунктом 1 пункту 5.2.1.

3.1.7. Розпорядник системи розрахунків проводить оцінку обґрунтованості наданих виробниками цінових заявок:

1) якщо Спит(к)б > Спитб х (1 + DС), то блоку встановлюється ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Ннзцб = 1.

В іншому випадку Ннзцб = 0;

2) якщо Спит(к)б < Спитб х (1 - DС), то блоку встановлюється ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок Ннвцб = 1,

де DС - допустиме відхилення рівня цінових заявок, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.

В іншому випадку Ннвцб = 0.

3.2. Заявки виробників, які не працюють за ціновими заявками

3.2.1. Щодня не пізніше 10-00 виробники, крім теплоелектроцентралей, повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блоку, не блочні електростанції та гідроелектростанції - щодо станції в цілому, гідроакумулюючі станції - щодо станції в цілому або окремих агрегатів. У цій заявці для кожного розрахункового періоду наступної доби необхідно вказати максимальну (Ррmaxбр, Ррmaxср, МВт) та мінімальну робочу потужність (Ррminбр, Ррminср, МВт). При цьому має виконуватись умова Ррmaxбр = Ррminбр або Ррmaxср = Ррminср. Зазначена умова не обов'язкова для гідроелектростанцій та гідроакумулюючих станцій.

3.2.2. Щодня не пізніше 10-00 кожна теплоелектроцентраль повинна надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо станції в цілому, яка відповідає мінімальному електричному навантаженню станції при забезпеченні необхідних обсягів виробництва теплової енергії для потреб споживачів.

У цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну (Ррmaxср, МВт) та мінімальну робочу потужність (Ррminср, МВт), де Ррmaxср = Ррminср.

3.3. Процедури, загальні для заявок усіх Виробників

3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальна заявлена робоча потужність для кожного блоку (Ррmaxбр) не повинна перевищувати максимальну потужність блоку (Рмб), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Ррminбр). Заявлена максимальна робоча потужність блоку в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блоку в години максимального навантаження.

3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Ррminбр) кожного блоку не повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність блоку (Ррmaxбр), але може бути нижчою за технічний мінімум навантаження блоку (Рнminб), якщо це значення відображає фактичні можливості блоку. Заявлена мінімальна робоча потужність може бути нижчою за мінімальне навантаження блоку при роботі станції мінімально допустимим складом обладнання, що визначене у додатку В.

Заявлена мінімальна робоча потужність блоку в години максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена мінімальна робоча потужність блоку в години нічного навантаження.

3.3.3. Виробники мають право кінцево визначати, чи буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробники повинні забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.

3.3.4. Для кожного розрахункового періоду особливого періоду End - Start наступної доби мінімальна заявлена робоча потужність для гідроакумулюючої станції повинна відповідати умові роботи станції в моторному режимі Ррminср Ј 0. Виробники мають право кінцево визначати можливість роботи станції в моторному режимі в розрахункових періодах особливого періоду Start - End наступної доби.

3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків

3.4.1. Щодня не пізніше 09-30 оператори зовнішніх перетоків електричної енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків узгоджений з диспетчерським центром графік імпорту (Рімпоір, МВт) та експорту (Рексоір, МВт) електричної енергії на кожний розрахунковий період наступної доби.

3.5. Заявки Постачальників

3.5.1. Щодня не пізніше 09-00 Місцеві постачальники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання електричної енергії (Рэппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, який включає:

1) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;

2) обсяг поставок електроенергії Постачальниками за нерегульованим тарифом споживачам, що знаходяться на території Місцевого Постачальника;

3) обсяг виробництва електроенергії генеруючими джерелами, що не здійснюють продаж електроенергії в Оптовий ринок та знаходяться на території Місцевого постачальника.

3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності

3.6.1. У будь-який час Виробник може надати Розпоряднику системи розрахунків переглянуті заявки робочої потужності щодо кожного блоку, робоча потужність якого зазнала змін з часу подання останньої заявки більше ніж на 20 % із дотриманням обмежень п. 3.3.1 та п. 3.3.2 цих Правил та заявки маневреності блоку за ознакою пуск/зупинка. Зміна показників щодо вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 12-00, повинні враховуватись Розпорядником системи розрахунків при розрахунку заданого графіка лише за наявності відповідної заявки в диспетчерському центрі. Після 12-00 переглянуті заявки робочої потужності надаються диспетчеру та повинні розглядатися ним при оперативному веденні режиму.

3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків

3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити дані, які надаються Членами ринку згідно з цим розділом, на відповідність обов'язковим фізичним даним, наданим згідно з вимогами розділу 2 цих Правил.

3.7.2. Якщо Виробник у встановлені терміни не надасть дані щодо будь-якого блоку (станції) згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен вважати цей блок (станцію) нероботоспроможним та розробляти заданий графік згідно з цим положенням.

3.7.3. Якщо Виробник надає дані, що не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник системи розрахунків повинен звернутися до Виробника з пропозицією переглянути дані. Якщо з будь-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 цьому розділу, за винятком випадків, визначених у пункті 3.7.3.

4. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ

4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України

4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до цих Правил та діючих нормативно-технічних документів повинен підготувати прогноз електроспоживання для кожного розрахункового періоду наступної доби (Рптр, МВт), враховуючи при цьому:

1) дані електроспоживання у попередні періоди;

2) прогноз метеорологічних умов на наступну добу;

3) поточні та ретроспективні погодні умови;

4) прогноз споживання (Рэппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, наданий Постачальниками відповідно до підрозділу 3.5;

5) усі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків обґрунтовано вважає можливими впливати на споживання.

Розпорядник системи розрахунків при підготовці прогнозу споживання для кожного розрахункового періоду наступної доби не враховує електроспоживання гідроакумулюючих електростанцій у моторному режимі роботи.

4.2. Прогноз зовнішніх перетоків

4.2.1. На основі заявок операторів зовнішніх перетоків Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги міждержавних перетоків електричної енергії (Риэір, МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби за такою формулою:

 

.


4.3. Прогноз необхідного покриття

4.3.1. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби обчислює попередній прогноз необхідного покриття (Рпкпр, МВт) відповідно до наступного правила:

 

.


5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК НАВАНТАЖЕННЯ НА НАСТУПНУ ДОБУ

5.1. Загальні положення складання заданого графіку навантаження

5.1.1. Щодня не пізніше 17-00 на основі одержаного відповідно до розділу 4 прогнозу необхідного покриття та заявок, наданих Виробниками відповідно до розділу 3 цих Правил, Розпорядник системи розрахунків розробляє заданий графік навантаження щодо кожного окремого блоку в кожному розрахунковому періоді наступної доби (Ргбр, МВт), погоджує його з диспетчерським центром та надає його всім Виробникам (в електронному вигляді) і диспетчерському центру (у друкованому та електронному вигляді).

5.1.2. Заданий графік розробляється комплексом програмного забезпечення, яке знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків.

5.1.3. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити наявність необхідного резерву потужності, визначеного диспетчерським центром, та збалансованість у кожному розрахунковому періоді.

5.1.4. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити пріоритетне включення до диспетчерського графіка генеруючих потужностей електростанцій виробників, які виробляють електричну енергію з використанням альтернативних джерел енергії (крім доменного та коксівного газів, а з використанням гідроенергії - вироблену лише малими гідроелектростанціями), а також заявлені потужності гідроакумулюючих станцій та крупних гідроелектростанцій з урахуванням вимог щодо роботи Дніпровського та Дністровського каскадів. Виходячи із заявленої максимальної та мінімальної робочої потужності гідроелектростанцій на наступну добу, а також заданих диспетчерським центром добових та режимних обмежень на використання гідроресурсів, вимог до резерву потужності на цих станціях, Розпорядник системи розрахунків визначає навантаження по кожній гідроелектростанції в кожному розрахунковому періоді шляхом створення максимального енергетичного ефекту щодо сприятливих режимів роботи для інших електростанцій.

Розпорядник системи розрахунків, як правило, має включати до заданого графіка навантаження максимальну заявлену робочу потужність гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючої станції) для роботи в генераторному режимі впродовж особливого періоду Start - End переважно на розрахунковий період максимального покриття та в суміжні з ним розрахункові періоди доби. Мінімальна заявлена робоча потужність гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючої станції) для роботи в моторному режимі повинна включатися до заданого графіка навантаження впродовж особливого періоду End - Start, а також може використовуватись у розрахункових періодах особливого періоду Start - End за наявності відповідних заявок Виробників. При цьому повинен бути врахований безперервний цикл роботи гідроакумулюючої станції в моторному режимі. У випадках неможливості досягнення збалансованості впродовж особливого періоду End - Start з урахуванням безперервного циклу роботи станцій у моторному режимі Розпорядник системи розрахунків має право використовувати мінімальну заявлену робочу потужність гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючої станції) у відповідних розрахункових періодах з порушенням такого циклу роботи.

У разі можливості досягнення збалансованості впродовж особливого періоду Start - End за рахунок використання потужностей тільки гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючих станцій) у генераторному режимі без додаткового включення блоків станцій виробників, що працюють за ціновими заявками, понад мінімально допустимий склад обладнання або у випадках, коли використання потужностей гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючих станцій) не призводить до виключення з роботи хоча б одного блоку із станцій виробників, що працюють за ціновими заявками, Розпорядник системи розрахунків остаточно визначає доцільність включення до заданого графіка навантаження певної гідроакумулюючої станції (окремих агрегатів гідроакумулюючих станцій) з числа заявлених до роботи, виходячи із встановленої НКРЕ ставки плати за електричну енергію у складі двоставочного тарифу на електричну енергію та необхідної величини максимальної заявленої робочої потужності.

Заявлена потужність атомних електростанцій включається до диспетчерського графіка за умови збалансованості графіка навантаження в кожному розрахунковому періоді згідно з пунктом 5.1.3 цих Правил.

Включення до заданого графіка навантаження заявлених потужностей теплоелектроцентралей, які не працюють за ціновими заявками, як правило, повинно здійснюватись відповідно до наданих теплоелектроцентралями заявок робочої потужності згідно з вимогами пункту 3.2.2 цих Правил. У разі неможливості забезпечення виконання вимог пункту 5.1.3 цих Правил Розпорядник системи розрахунків може залучати теплоелектроцентралі до регулювання заданого графіка навантаження за письмовою згодою теплоелектроцентралі або на вимогу диспетчерського центру та повинен ураховувати при визначенні договірних обсягів продажу електричної енергії в Оптовий ринок цих виробників у розрахунковому місяці фактичне збільшення обсягу відпуску електроенергії, що пов'язане з виконанням такого графіка навантаження.

5.1.5. Розпорядник системи розрахунків для формування збалансованого графіка навантаження повинен планувати заходи щодо зниження споживання та зміни зовнішніх перетоків відповідно до укладених договорів, нормативних документів та правил, якщо заявлена Виробниками робоча потужність недостатня для забезпечення покриття графіка.

5.1.6. Розпорядник системи розрахунків щодня не пізніше 17-00 повинен повідомити всім Членам ринку, які здійснюють діяльність на Оптовому ринку, дані щодо заданого графіку навантаження та виробництва електроенергії, визначені додатком 3 до Договору.

5.2. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіка навантаження для виробників, які працюють за ціновими заявками

5.2.1. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття від найдешевшого блоку до найдорожчого блоку за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності (Спитб) за такими правилами:

1) якщо Ннзцб = 0, то , де:

Эmaxбр - заявлений максимальний обсяг виробітку блоку в розрахунковий період, який визначається за такою формулою:

для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у двокорпусному режимі роботи ;

для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі роботи ;

Цмизбр - розрахункова прирощена ціна блоку, яка визначається для розрахункового періоду максимального покриття відповідно до таких правил:

якщо Рб1 і Эmaxбр, то Цмизбр = Цзб1;

якщо Рб1 Ј Эmaxбр < Рб2, то Цмизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб1 і Цзб2;

якщо Рб2 Ј Эmaxбр < Рб3, то:

для моноблоків Цмизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб2 і Цзб3;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Рб2 Ј Эmaxбр Ј 45, то Цмизбр = Цзб2; якщо 45 < Эmaxбр < Рб3, то Цмизбр = Цзб3;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Рб2 Ј Эmaxбр Ј 150, то Цмизбр = Цзб2; якщо 150 < Эmaxбр < Рб3, то Цмизбр = Цзб3;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Рб2 Ј Эmaxбр Ј 400, то Цмизбр = Цзб2; якщо 400 < Эmaxбр < Рб3, то Цмизбр = Цзб3;

якщо Рб3 Ј Эmaxбр < Рб4, то Цмизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб3 і Цзб4;

якщо Эmaxбр і Рб4, то Цмизбр = Цзб4;

Цххрбр - розрахункова ціна холостого хода блоку, яка визначається відповідно до таких правил:

якщо Эmaxбр = 0, то Цххрбр = 0;

якщо Эmaxбр > 0, то:

для моноблоків Цххрбр = Цххб;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Эmaxбр Ј 45, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эmaxбр > 45, то Цххрбр = Цхх2б;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Эmaxбр Ј 150, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эmaxбр > 150, то Цххрбр = Цхх2б;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Эmaxбр Ј 400, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эmaxбр > 400, то Цххрбр = Цхх2б;

2) якщо Ннзцб = 1, то .

5.2.2. При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків повинен враховувати результати упорядкування блоків згідно з пунктом 5.2.1 та наступні технологічні особливості:

1) необхідність забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами режиму ОЕС України та ENTSO-E (мережні обмеження);

2) необхідність забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції та урахування роботи блоків станцій відповідно до електричних схем на роздільні системи шинопроводів різного класу напруги за поданням виробниками відповідних термінових заявок до диспетчерського центру.У разі виникнення несумісного режиму для забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник системи розрахунків повинен визначити максимальну величину несумісної потужності за добу () та здійснити послідовне виключення блоків (корпусів) із складу вибраного обладнання, зменшуючи максимальну величину несумісної потужності на величину мінімальної заявленої потужності виключеного блоку (корпусу) до усунення несумісного режиму.

Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл у першу чергу блоків, що заявлені з ознакою ОРб = 1 та вибрані до складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття, за групами однотипних блоків: 300 МВт - перша, 200 та 150 МВт - друга, 100 МВт - третя. Група однотипних блоків, з якої обирається блок для виключення із складу вибраного обладнання, визначається за такими правилами:

якщо , то блок обирається з першої групи однотипних блоків;

якщо , то блок обирається з другої групи однотипних блоків;

якщо , то блок обирається з третьої групи однотипних блоків.

У разі відсутності блоку для виключення із складу вибраного обладнання у третій групі такий блок обирається з другої групи однотипних блоків, а у разі відсутності в другій групі - з першої.

У кожній групі блоки упорядковуються за зменшенням заявленої мінімальної потужності на розрахунковий період, у якому виникає максимальна величина несумісної потужності, та розбиваються на підгрупи. Найбільша заявлена мінімальна потужність блоків у підгрупі може відрізнятися від найменшої заявленої мінімальної потужності не більше ніж на 5 МВт. У кожній підгрупі блоки упорядковуються за зменшенням величини розрахункової заявленої ціни, розрахованої на період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності, що визначається відповідно до положень пункту 5.2.1. Виключення блоків із складу вибраного обладнання починається з підгрупи з найбільшою заявленою мінімальною потужністю та з блоку з найбільшою розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності, у цій підгрупі. У разі, якщо блоком для виключення із складу вибраного обладнання є двокорпусний блок, Розпорядник системи розрахунків має право здійснити виключення або блоку в цілому, або по одному із корпусів на цьому блоці та іншому двокорпусному блоці даної станції, що знаходяться в одній групі однотипних блоків.

Якщо жоден з блоків не заявлений за ознакою ОРб = 1 або блоків з цією ознакою не вистачає, Розпорядник системи розрахунків повинен виключити із складу вибраного обладнання блоки, що заявлені за ознакою ОРб = 0 та вибрані до складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття у порядку, який використовується для виключення блоків, що заявлені з ознакою ОРб = 1.

На кожній станції Розпорядник системи розрахунків має право розглядати можливість відключення тільки одного блоку нижче мінімально допустимого складу;

3) необхідність забезпечення 48-ми годинної обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів цих блоків (ОВбр = 1). Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи ОВбр = 1 незалежно від величини цінових пропозицій, наданих виробником;

4) необхідність забезпечення обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після будівництва, реконструкції та модернізації цих блоків (ОКбр = 1). Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи ОКбр = 1 незалежно від величини цінових пропозицій, наданих виробником;

5) необхідність забезпечення 72-х годинної роботи моноблоків 300, 800 МВт та двокорпусних блоків 300 МВт з урахуванням ознаки пропозиції виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого, що був включений в роботу раніше (ОБб = 1), та відповідно до пропозицій виробників щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки Мбр = 1. У разі недостатньої кількості маневрених блоків (корпусів) з ознакою пуск/зупинка Мбр = 1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник системи розрахунків має право за погодженням з виробниками встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт указану ознаку з відповідними технічними параметрами Трб, Тоб (за параметрами аналогічних блоків станції або ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки та подальшого пуску блоку (корпуса), в тому числі, коли зазначена зупинка блоку (корпуса) призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання. При відсутності погодження з боку виробників на додаткову зупинку блоків Розпорядник системи розрахунків має право примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт ознаку пуску/зупинки Мбр = 1. Якщо вказані дії не дозволяють Розпоряднику системи розрахунків розробити збалансований графік навантаження на наступну розрахункову добу або добу, наступну за розрахунковою, то Розпорядник системи розрахунків має право замінити в графіку навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусні блоки 100 МВт, 300 МВт за ознакою пуску/зупинки блоку (корпусу);

6) необхідність забезпечення обов'язкової роботи блоків відповідно термінових та/або аварійних заявок. Такі блоки включаються в роботу за погодженням диспетчерського центру та Розпорядника системи розрахунків за ознакою вимушеної роботи (ВЗбр = 1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих виробником;

7) необхідність постійного забезпечення мінімально допустимого складу працюючих блоків Запорізької ТЕС, кількість яких установлена в додатку В Правил, для надійного водопостачання працюючих енергоблоків Запорізької АЕС відповідно до вимог технічного проекту Запорізької АЕС;

8) графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;

9) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;

10) невключення у роботу блоків, на яких встановлена ознака знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива (ОТб = 1).

5.2.3. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби, крім розрахункового періоду максимального покриття, уточнює прогноз необхідного покриття (Рпкр, МВт) з урахуванням визначених ним заданих графіків навантажень для гідроакумулюючих станцій відповідно до такого правила:

 

,


де Рмрср - потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі, яка визначається за такими правилами:

1) у розрахункових періодах, у яких гідроакумулююча станція працює в моторному режимі, Рмрср = Ррminср;

2) в інших розрахункових періодах Рмрср = 0.

5.2.4. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання на розрахунковий період мінімального покриття зі складу, визначеного згідно з пунктами 5.2.1 і 5.2.2, з відключенням маневрених блоків (корпусів), з ознакою пуск/зупинки Мбр = 1, у тому числі блоків (корпусів), зупинка яких призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання, у порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні в період End - Start та вартістю пуску блоку, за такими правилами:

1) для моноблоків:

 

;


2) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блоку за ознакою пуску/зупинки:

 

;


3) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блоку за ознакою пуску/зупинки:

 

;


4) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки корпусу котла за ознакою пуску/зупинки:

 

,


де Цз(из)бх - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна блоку для заявленого мінімального навантаження Ррminбр в розрахунковий період мінімального покриття, грн./МВт·год.

У разі відключення маневрених блоків (корпусів), яке призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання, Розпорядник системи розрахунків попередньо погоджує режим роботи такої станції з диспетчерським центром.

5.2.5. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання у всіх інших розрахункових періодах зі складу, визначеного згідно з пунктами 5.2.1 і 5.2.2, з перевіркою на можливість послідовного відключення в кожному розрахунковому періоді маневрених блоків (корпусів), з ознакою пуск/зупинки Мбр = 1 з відповідними технічними параметрами Трб, Тоб, виходячи з їх упорядкування відповідно до пункту 5.2.4, у тому числі маневрених блоків (корпусів), зупинка яких призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання.

5.2.6. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл навантаження в кожному розрахунковому періоді наступної доби за монотонно зростаючими прирощеними цінами між вибраними до складу працюючого обладнання блоками згідно з пунктами 5.2.1 - 5.2.5, який забезпечує мінімальні витрати на виробництво електроенергії в системі на основі очікуваного режиму електричної мережі з урахуванням технологічних витрат активної потужності в ній.

5.2.7. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити погодинний графік гарячого резерву ОЕС України на розрахункову добу та порядок блоків в ньому від найдешевшого до найдорожчого. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити графік на розвантаження в ОЕС України на розрахункову добу та порядок блоків у ньому від найдорожчого до найдешевшого.

5.2.8. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити порядок пусків з резерву окремо для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, виходячи з мінімальної тривалості пуску блоків від часу надання команди диспетчером до часу досягнення блоком повного навантаження за технічними характеристиками, що відповідають тепловому стану блоків, та порядок зупинок блоків у резерв.

Часом надання команди на пуск для блоків, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин, умовно приймається початок періоду Start - End, для всіх інших блоків - початок доби (00-00). Блоки з однаковою тривалістю пуску формують послідовні групи за збільшенням цієї тривалості. Однаковою тривалістю пуску різних блоків однієї групи вважається тривалість, що не більше ніж на 30 хвилин перевищує найменшу тривалість пуску блоку даної групи.

Ознака теплового стану блоку визначається на основі наступних умов:

"гарячий" - тривалість простою після зупинки до 15 годин включно;

"напівпрохолодний 1" - тривалість простою після зупинки від 15 до 30 годин включно;

"напівпрохолодний 2" - тривалість простою після зупинки від 30 до 60 годин включно;

"холодний" - тривалість простою після зупинки більше 60 годин.

У разі однакової тривалості пуску з резерву різних блоків вони упорядковуються від найдешевшого до найдорожчого за їх розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на розрахунковий період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності згідно з умовами, передбаченими пунктом 5.2.1.

5.2.9. На період, визначений Радою ринку та погоджений НКРЕ, Розпорядник системи розрахунків здійснює вибір складу обладнання з урахуванням Порядку роботи виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій, який наведений у додатку Г.

5.3. Заданий обсяг виробітку електричної енергії

5.3.1. Щодня не пізніше 17-00 Розпорядник системи розрахунків повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної енергії (Эгбр, МВт·год.) на кожний розрахунковий період наступної доби, який використовується для проведення розрахунків цін та платежів.

Заданий обсяг виробітку електричної енергії визначається на підставі розробленого графіка навантаження (Ргб, МВт):

1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі ENTSO-E (ВСбр = 1) згідно з формулою:

Эгбр = Ргбр х Трп;

2) для інших блоків згідно з формулою:

 

,


де Ргбр - величина навантаження блоку на відповідну годину доби згідно з заданим графіком навантаження.

При цьому за Ргб0 приймається величина навантаження блоку на 24-00 минулої доби.

5.4. Ознака роботи за вимогами режиму ОЕС України

5.4.1. Розпорядник системи розрахунків у відповідних розрахункових періодах доби встановлює ознаку роботи за вимогами режиму ОЕС України ВРбр = 1 блокам, які були включені до складу обладнання, необхідного для покриття графіка навантаження, відповідно до інформації диспетчерського центру щодо необхідності забезпечення роботи блоків за вимогами режиму ОЕС України та для яких виконується хоча б одна з наступних умов:

1) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи або не включення в роботу блоку на іншій станції, більш дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками, за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності (Спитб);

2) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи блоку на іншій станції та необхідності роботи цієї станції складом обладнання нижче мінімально допустимого;

3) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції не є результатом виключення з роботи або не включення в роботу блоку на іншій станції, більш дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками, за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності (Спитб), але не є обов'язковою умовою включення в роботу цього блоку;

4) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції не є результатом виключення з роботи або не включення в роботу блоку на іншій станції, більш дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності (Спитб), але унеможливлює використання або потенційне використання даного блоку в маневреному режимі за ознакою пуску/зупинки (Мбр = 1) у розрахунковий період мінімального покриття та в суміжних з ним розрахункових періодах доби, загальна кількість яких відповідає мінімальній тривалості простою блоку (Тоб);

5) діє вимога диспетчерського центру щодо обмеження мінімальної (Рдminбр) та/або максимальної потужності блоку (Рдmaxбр), що унеможливлює використання діапазону регулювання цього блоку. При цьому виконується умова Рдminбр > Ррminбр та/або Ррmaxбр > Рдmaxбр. У разі дії вимог диспетчерського центру щодо обмеження мінімальної або максимальної потужності по станції в цілому величина обмеження мінімальної потужності (Рдminбр) або максимальної потужності (Рдmaxбр) по кожному включеному в роботу блоку такої станції визначається, виходячи з результатів розподілу величини заданого обмеження потужності по станції між блоками цієї станції за монотонно зростаючими прирощеними заявленими цінами.

5.5. Визначення маневреності блоку

5.5.1. На підставі заявок виробників відповідно до розділу 3 та за результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби визначає чи є блок маневрений (Мбр = 1) або неманеврений (Мбр = 0) згідно з такими правилами:

1) Мбр = 1 для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з корпусів його котла:

- знаходився в роботі впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби та

- за заданим графіком навантаження був зупинений в резерв, а потім включений в роботу в розрахунковій добі на вимогу системи або

- потенційно міг бути зупинений в резерв незалежно від ознаки обов'язкової роботи, а потім включений в роботу в розрахунковій добі на вимогу системи згідно з наданими в заявці технічними параметрами Трб, Тоб;

- був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим більше ніж на 50 % від максимальної заявленої робочої потужності блоку (Ррmaxбр) в період End Ј p Ј Start, якщо:

рmaxбр - Ррminбр) / Ррmaxбр і 0,5 - для моноблоків та двокорпусних блоків при роботі у двокорпусному режимі;

Ррmax1бр - Ррmin1бр) / Ррmax1бр і 0,5 - для двокорпусних блоків, при роботі в однокорпусному режимі роботи;

2) Мбр = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в інтервалі Start Ј р Ј End, якщо:

рmaxбр - Ррminбр) / Ррmaxбр і ДМ - для моноблоків та двокорпусних блоків при роботі у двокорпусному режимі;

рmax1бр - Ррmin1бр) / Ррmax1бр і ДМ - для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі роботи;

де ДМ - граничний відносний діапазон регулювання, який встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ;

3) у всіх інших випадках Мбр = 0.

5.6. Розрахункова заявлена ціна блоку

5.6.1. На підставі заявок, поданих виробниками відповідно до розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Црзбр) кожного блоку визначається відповідно до таких правил:

1) якщо Эгбр = 0, то Црзбр = 0;

2) якщо Эгбр > 0 та Ннвцб = 0, то Црзбр = Цизбр + Зптбр,

де:

Цизбр - розрахункова прирощена ціна, яка визначається відповідно до таких правил:

якщо Рб1 і Эгбр, то Цизбр = Цзб1;

якщо Рб1 Ј Эгбр < Рб2, то Цизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб1 і Цзб2;

якщо Рб2 Ј Эгбр < Рб3, то:

для моноблоків Цизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб2 і Цзб3;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Рб2 Ј Эгбр Ј 45, то Цизбр = Цзб2; якщо 45 < Эгбр < Рб3, то Цизбр = Цзб3;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Рб2 Ј Эгбр Ј 150, то Цизбр = Цзб2; якщо 150 < Эгбр < Рб3, то Цизбр = Цзб3;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Рб2 Ј Эгбр Ј 400, то Цизбр = Цзб2; якщо 400 < Эгбр < Рб3, то Цизбр = Цзб3;

якщо Рб3 Ј Эгбр < Рб4, то Цизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб3 і Цзб4;

якщо Эгбр і Рб4, то Цизбр = Цзб4;

Зптбр - витрати на холостий хід блоку, що визначаються відповідно до таких правил:

якщо Start Ј р Ј End, то

 

,


де Цххрбр - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається за наступними правилами:

якщо Эгбр = 0, то Цххрбр = 0;

якщо Эгбр > 0, то:

для моноблоків Цххрбр = Цххб;

для двокорпусних блоків 100 МВт: Цххрбр = Цхх1б, якщо 0 < Эгбр Ј 45, та Цххрбр = Цхх2б; якщо Эгбр > 45;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Эгбр Ј 150, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эгбр > 150, то Цххрбр = Цхх2б;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Эгбр Ј 400, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эгбр > 400, то Цххрбр = Цхх2б.

В іншому випадку Зптбр = 0;

3) якщо Эгбр > 0 та Ннвцб = 1, то .

5.7. Визначення граничної ціни системи

5.7.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного блоку (Цббр) відповідно до таких правил:

1) для блоків, які є неманевреними Мбр = 0 відповідно до пункту 5.4.1, для блоків, які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або за балансом потужності, однак які за результатами упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття згідно з пунктом 5.2.1 не повинні були включатися до графіка навантаження, та для блоків, які мають одну з наступних ознак ОВбр = 1, ОКбр = 1, ВРбр = 1, ВСбр = 1, ВЗбр = 1, ОБб = 1, ОТб = 1 за формулою:

Цббр = 0;

2) у всіх інших випадках Цббр = Црзбр.

5.7.2. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну системи (Цпср) відповідно до таких правил:

якщо , то Цпср = КгцсНКРЕ;

якщо , то Цпср = КНКРЕ,

де:

КгцсНКРЕ - гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ, грн./МВт·год.;

КНКРЕ - обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ, грн./МВт·год.

В іншому випадку .

5.8. Визначення ціни робочої потужності

5.8.1. Ціна робочої потужності розраховується Розпорядником системи розрахунків по групах робочої потужності окремо для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України. Групи робочої потужності формуються після вибору складу обладнання до графіка навантаження, визначеного відповідно до підрозділу 5.2, за наступними правилами:

1) блоки, які включені до графіка навантаження на наступну добу та для яких  або , формують першу групу з ознакою Nгбр = 1 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Ррmaxбр > 0 або Ррmax1бр > 0;

2) блоки, для яких або , формують першу групу з ознакою Nгбр = 1 для розрахункових періодів доби, у яких Ррmaxбр > 0 або Ррmax1бр > 0;

3) блоки, які знаходяться в резерві на наступну добу , тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна потужність яких не перевищує величини необхідного оперативного резерву, формують другу групу Nгбр = 2 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Ррmaxбр > 0 або Ррmax1бр > 0;

Величини необхідного оперативного резерву в "острові Бурштинської ТЕС" та в іншій частині ОЕС України затверджуються НКРЕ за поданням диспетчерського центру;

4) блоки з числа заявлених, які не ввійшли до складу першої і другої груп та мають ознаку ОТб = 0, формують третю групу Nгбр = 3 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Ррmaxбр > 0 або Ррmax1бр > 0;

5) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої груп та мають ознаку ОТб = 1, формують четверту групу Nгбр = 4 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Ррmaxбр > 0 або Ррmax1бр > 0.

В усіх інших годинах розрахункової доби, у яких Ррmaxбр = 0 або Ррmax1бр = 0, група робочої потужності блоку не встановлюється Nгбр = 0.

5.8.2. Ціна робочої потужності для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", визначається за формулами:

1) для періоду Start - End:

для блоків першої групи

 

,


для блоків другої групи

Црм(2)р(Бу) = Црм(2)(Бу) + Црм(3)(Бу),

для блоків третьої групи

Црм(3)р(Бу) = Црм(3)(Бу),

для блоків четвертої групи

Црм(4)р(Бу) = 0,05 х Црм(3)(Бу);

2) для інших розрахункових періодів:

Црм(1)р(Бу) = Црм(2)р(Бу) = Црм(3)р(Бу) = Црм(4)р(Бу) = 0,

де:

Црм(2)(Бу) - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;

Црм(3)(Бу) - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;

Кпз(Бу) - регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС", що визначається Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;

max(Рпкр(Бу)) - максимальне значення необхідного покриття "острова Бурштинської ТЕС" у період Start - End, МВт;

Рпкр(Бу) - величина покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС", МВт;

m - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для "острова Бурштинської ТЕС".

5.8.3. Ціна робочої потужності для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, визначається за формулами:

1) для періоду Start - End:

для блоків першої групи

 

,


для блоків другої групи

Црм(2)р(ОЕС) = Црм(2)(ОЕС) + Црм(3)(ОЕС),

для блоків третьої групи

Црм(3)р(ОЕС) = Црм(3)(ОЕС),

для блоків четвертої групи

Црм(4)р(ОЕС) = 0,05 х Црм(3)(ОЕС);

2) для інших розрахункових періодів:

Црм(1)р(ОЕС) = Црм(2)р(ОЕС) = Црм(3)р(ОЕС) = Црм(4)р(ОЕС) = 0,

де:

Црм(2)(ОЕС) - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;

Црм(3)(ОЕС) - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;

Кпз(ОЕС) - регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;

max(Рпкр(ОЕС)) - максимальне значення необхідного покриття іншої частини ОЕС України в період Start - End, МВт;

Рпкр(ОЕС) - величина покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України, МВт;

n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для іншої частини ОЕС України.

5.8.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність для робочих і вихідних днів Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС), визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до додатка Д Правил.

5.9. Визначення ціни за маневреність

5.9.1. Ціна за маневреність для включених в роботу блоків на кожний розрахунковий період наступної доби визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова Бурштинської ТЕС" (Цмнбр(Бу)) та іншої частини ОЕС України (Цмнбр(ОЕС)).

5.9.2. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Цмнбр(Бу)), визначається Розпорядником системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:

1) якщо , то Цмнбр(Бу) = Кмнмах(Бу);

2) якщо , то Цмнбр(Бу) = Кмнмін(Бу);

3) якщо max(Рпкр(Бу)) - Рпкр(Бу) = 0, то Цмнбр(Бу) = Кмнмін(Бу);

4) інакше

 

,


де:

(max(Рпкр(Бу)) - Рпкр(Бу)) - нерівномірність графіка необхідного покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС" (Рпкр(Бу));

Кмнмах(Бу) - коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що розраховується Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;

Кмнмін(Бу) - коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджуються Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;

C(Бу) та D(Бу) - коефіцієнти обмеження, які характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіка покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначаються Розпорядником системи розрахунків;

DРрегбр(Бу) - заявлений діапазон регулювання блоку в "острові Бурштинської ТЕС", який визначається за наступними правилами:

DРрегбр(Бу) = Ррmaxбр - блоків, що декларують ознаку маневреності, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;

DРрегбр(Бу) = Ррmaxбр - Ррminбр - для всіх інших блоків та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1) і з ознакою обов'язкової роботи.

5.9.3. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Цмнбр(ОЕС)), визначається Розпорядником системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:

1) якщо , то Цмнбр(ОЕС) = Кмнмах(ОЕС);

2) якщо , то Цмнбр(ОЕС) = Кмнмін(ОЕС);

3) якщо max(Рпкр(ОЕС)) - Рпкр(ОЕС) = 0, то Цмнбр(ОЕС) = Кмнмін(ОЕС);

4) інакше

 

,


де:

(max(Рпкр(ОЕС)) - Рпкр(ОЕС)) - нерівномірність графіка необхідного покриття іншої частини ОЕС України, що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України (Рпкбр(ОЕС));

Кмнмах(ОЕС) - коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;

Кмнмін(ОЕС) - коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;

C(ОЕС) та D(ОЕС) - коефіцієнти обмеження, які характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіка покриття іншої частини ОЕС України, що визначаються Розпорядником системи розрахунків;

DРрегбр(ОЕС) - заявлений діапазон регулювання блоку в іншій частині ОЕС України, який визначається за наступними правилами:

DРрегбр(ОЕС) = Ррmaxбр - для моноблоків та двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

DРрегбр(ОЕС) = Ррmax1бр - для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

DРрегбр(ОЕС) = Ррmaxбр - Ррmax1бр - для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

DРрегбр(ОЕС) = Ррmax1бр - Ррmin1бр - для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі, однак включені в роботу в однокорпусному режимі, або двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі;

DРрегбр(ОЕС) = Ррmaxбр - Ррminбр - для моноблоків та двокорпусних блоків, що включені в роботу у двокорпусному режимі, у тому числі блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1) та які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або мають одну з ознак обов'язкової роботи.

5.9.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін за маневреність для робочих і вихідних днів Кмнмах(Бу), Кмнмах(ОЕС), C(Бу), D(Бу), C(ОЕС) та D(ОЕС) визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до додатка Д.

6. ДИСПЕТЧЕРСЬКЕ УПРАВЛІННЯ, ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ

6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління

6.1.1. Диспетчерський центр повинен здійснювати централізоване (оперативно-технологічне) диспетчерське управління об'єднаною енергоситемою України відповідно до діючих нормативно-правових і технічних документів та цих Правил. При цьому пріоритетним є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та окремих регіонів у складі об'єднаної енергосистеми України, безперервного електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та надійності роботи електростанцій.

6.1.2. Виробники, Оператори зовнішніх перетоків, Оператор магістральних та міждержавних електромереж та Постачальники зобов'язані виконувати заданий графік навантаження або команди диспетчера відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій.

Відповідальність за невиконання Виробниками, Операторами зовнішніх перетоків, Оператором магістральних та міждержавних електромереж та Постачальниками заданого графіка навантаження або команд диспетчера визначається умовами двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між ДПЕ та членами ОРЕ.

У разі, якщо фактичний обсяг продажу електроенергії теплоелектроцентраллю за розрахунковий місяць перевищує більш ніж на 5 % обсяг продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі, визначений у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць, який затверджений центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці (або обсяг продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі, скоригований відповідно до вимог цих Правил), то ДПЕ повинно нарахувати цій теплоелектроцентралі штраф у розмірі 50 % від вартості різниці між фактичним обсягом продажу електроенергії теплоелектроцентраллю за розрахунковий місяць та обсягом продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць (або обсягу продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі, скоригованого відповідно до вимог цих Правил), а теплоелектроцентраль зобов'язана його сплатити.

6.1.3. Диспетчерський центр на підставі оперативної інформації про стан мереж та аварійних заявок Виробників, наданих у диспетчерський центр, у разі можливості запобігання порушень вимог до гарячого резерву, урахованого Розпорядником системи розрахунків при складанні заданого графіка навантаження, та можливості розв'язання мережних обмежень, повинен змінювати заданий графік навантаження Виробників, Операторів зовнішніх перетоків та Постачальників як у розрахунковій добі, так і в добі, що передує розрахунковій, за наступними правилами:

1) у добі, що передує розрахунковій, диспетчерський центр вилучає із складу включеного до заданого графіка навантаження обладнання, яке відповідно до наданих аварійних заявок не буде працювати, та замінює його на роботоспроможне обладнання виробників, які працюють за ціновими заявками.

Якщо на станції виробника, який працює за ціновими заявками, аварійне відключення блоку (корпусу двокорпусного блоку) буде призводити до порушення вимог мінімально допустимого складу обладнання, то на заміну включається блок на цій же станції (при включенні на заміну двокорпусного блоку роботоспроможний корпус на аварійному двокорпусному блоці станції відключається). У разі, якщо для відновлення мінімально допустимого складу обладнання на станції відсутні блоки, якими можна замінити аварійний блок (корпус двокорпусного блоку), то для заміни обирається блок з іншої станції. Критерієм вибору такого блоку в роботу є можливість його пуску на перший із розрахункових періодів розрахункової доби, у яких не будуть виконуватися вимоги диспетчерського центру щодо обсягів гарячих резервів у заданому графіку навантаження внаслідок аварійного відключення обладнання. У випадку наявності декількох блоків (корпусів двокорпусних блоків), тривалість пуску яких задовольняє зазначеному критерію, вибір блоків для включення в роботу здійснюється згідно з порядком пуску блоків із резерву, тривалість пуску яких перевищує вісім годин, а у випадку відсутності таких блоків - відповідно до порядку пуску блоків з резерву, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин.

Якщо внаслідок аварійної заявки виробника, наданої у добі, що передує розрахунковій, у розрахунковій добі будуть порушуватися вимоги до кількості включених до заданого графіка навантаження блоків за мережними обмеженнями, то на заміну включається блок однієї із станцій, до яких діють відповідні мережні обмеження. Критерієм вибору такого блоку в роботу є можливість його пуску на перший із розрахункових періодів розрахункової доби, у якому діють мережні обмеження. У випадку наявності декількох блоків (корпусів двокорпусних блоків), тривалість пуску яких задовольняє зазначеному критерію, вибір блоків для включення в роботу здійснюється згідно з порядком пуску блоків із резерву, тривалість пуску яких перевищує вісім годин, а у випадку відсутності таких блоків - відповідно до порядку пуску блоків з резерву, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин;

2) у розрахунковій добі при необхідності пуску блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, диспетчерський центр повинен керуватись порядками пуску блоків з резерву, тривалість пуску яких перевищує та не перевищує вісім годин.

Якщо на станції виробника, який працює за ціновими заявками, відбувається аварійне відключення блоку (корпусу двокорпусного блоку), що призводе до порушення вимог мінімально допустимого складу обладнання, то на заміну включається блок на цій же станції (при включенні на заміну двокорпусного блоку роботоспроможний корпус на аварійному двокорпусному блоці станції відключається). Якщо аварійне відключення блоку виробника призведе до порушення вимог щодо кількості включених до заданого графіка навантаження блоків за мережними обмеженнями, то на заміну включається блок станції, до якої діють мережні обмеження.

При необхідності зупинки блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, диспетчерський центр повинен керуватись порядком зупинки блоків у резерв;

3) при зміні навантаження блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, у добі, що передує розрахунковій, на розрахункову добу або у розрахунковій добі диспетчерський центр повинен керуватися порядком блоків у графіку гарячого резерву та порядку блоків у графіку розвантаження.

Блок, який уключено у роботу на заміну іншого блоку, має бути навантажений не менше ніж величина заявленої мінімальної робочої потужності (Ррminбр) цього блоку.

6.1.4. Зміни до заданого графіка навантаження на розрахункову добу в добі, що передує розрахунковій, уносяться диспетчерським центром не пізніше 20-00 на основі наданих до диспетчерського центру аварійних заявок у період з 12-00 до 19-00 доби, що передує розрахунковій, а також протягом розрахункової доби на підставі аварійних заявок, наданих до диспетчерського центру в розрахунковій добі та в період з 19-00 до кінця доби, що передує розрахунковій.

6.1.5. Зміни до заданого графіка навантаження виробників, які працюють за ціновими заявками, на розрахункову добу, які здійснює диспетчерський центр у добі, що передує розрахунковій, та в розрахунковій добі, повинні фіксуватися в електронному диспетчерському журналі у строгій відповідності із наданими диспетчером командами або дозволеними перезаявками робочої потужності.

6.1.6. Щодня не пізніше 11-00 диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків витяг з диспетчерського журналу, в якому фіксуються:

1) всі команди диспетчера, які надаються блокам протягом доби з відображенням дати та часу подачі команди, а також часу проходження команди від диспетчерського центру до начальника зміни станції, ознаки режиму зміни навантаження (нормальний або аварійний режим) та типу команди диспетчера (на задану потужність або на заданий графік);

2) ознака вимушеної роботи блоку (Нвбр) (якщо зміна навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Нвбр = 1, якщо за вимогою системи, то Нвбр = 0);

3) поточні зміни заявлених потужностей.

6.1.7. Дані витягу з електронного диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків в електронному вигляді.

На підставі даних електронного диспетчерського журналу Розпорядник системи розрахунків за допомогою програмного забезпечення повинен здійснити перерахунок всіх команд диспетчера в заданий обсяг виробітку електричної енергії блоку (Эдбр).

Зазначений перерахунок здійснюється згідно з Алгоритмом визначення величин навантаження та виробництва електроенергії блоку виробника, що працює за ціновими заявками, для кожного розрахункового періоду доби відповідно до наданих команд диспетчера, затвердженим Радою ринку за поданням Розпорядника системи розрахунків та диспетчерського центру.

6.1.8. Усі зміни заданого графіка навантаження виробників, які не працюють за ціновими заявками, що призвели до вимушеного збільшення фактичного відпуску електричної енергії в Оптовий ринок даними виробниками, повинні надаватися диспетчерським центром до 11-00 у друкованому вигляді Розпоряднику системи розрахунків та враховуватися ним при визначенні договірних обсягів продажу електричної енергії в Оптовий ринок цих виробників у розрахунковому місяці.

6.1.9. Диспетчерський центр повинен інформувати НКРЕ про всі факти невиконання команд диспетчера, наданих відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій виробниками, що не працюють за ціновими заявками.

6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань

6.2.1. Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку повинен зібрати дані вимірювань, перевірити їх достовірність, узагальнити дані вимірювань для Виробників, Постачальників, Операторів зовнішніх перетоків та Оператора магістральних та міждержавних електромереж.

6.2.2. Для включення в Систему розрахунків усі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами та скориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону Оптового ринку та надані Розпоряднику системи розрахунків відповідно до Договору та узгодженого порядку.

6.2.3. Фізичний кордон Оптового ринку визначається точками поставки електричної енергії - межою балансової належності електричних мереж між Виробниками, Постачальниками, Оператором магістральних та міждержавних електромереж тощо.

6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник системи розрахунків повинен одержати значення наступних параметрів:

фактичний виробіток блоку (Эфбр);

фактичний відпуск електростанції (Эфоср);

фактичний обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою продажу її споживачам на території України (Эптпр);

фактичне розрахункове покриття (Эрптр);

фактичний зовнішній переток електричної енергії (Эвнір);

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту (Эексоір);

обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку (Эімпоір);

обсяг технологічного перетоку електричної енергії оператора зовнішнього перетоку (Этпоір).

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

Обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту (Эексоір) по і-му зовнішньому перетоку визначається диспетчерським центром на основі фактичного зовнішнього перетоку електричної енергії (Эвнір) шляхом його розподілу між всіма Постачальниками, що здійснюють купівлю електроенергії для подальшого експорту по цьому зовнішньому перетоку, пропорційно до обсягів купівлі ними електроенергії згідно з узгодженими диспетчерським центром графіками експорту.

Обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку (Эімпоір) по і-му зовнішньому перетоку визначається диспетчерським центром на основі фактичного зовнішнього перетоку електричної енергії (Эвнір) шляхом його розподілу між всіма операторами зовнішнього перетоку, що здійснюють продаж імпортованої електроенергії по цьому зовнішньому перетоку, пропорційно до обсягів продажу ними електроенергії згідно з узгодженими диспетчерським центром графіками імпорту.

6.2.6. Зовнішні перетоки (Эвнір) повинні бути із знаком (+) у випадку купівлі електричної енергії від зовнішніх енергосистем та із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім енергосистемам.

6.2.7. Звітні місячні дані по обсягах виробництва, споживання та купівлі-продажу електроенергії збираються, узагальнюються та надаються Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку Розпоряднику системи розрахунків згідно з термінами та порядком, визначеними Договором та Узгодженим порядком.

6.3. Достовірність даних вимірювань

6.3.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань для визначення платежів усі Сторони Договору повинні надсилати Головному оператору Системи комерційного обліку Оптового ринку за його запитом підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії, виробленої кожним блоком (кожною електростанцією) і купованої кожним Постачальником з використанням існуючих лічильників електричної енергії та інших показників вимірювань згідно з вимогами Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії (додаток 10 до Договору).

6.3.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку має право перевірки вимірювального обладнання та систем обліку, що використовується Сторонами Договору при зборі даних вимірювань для обліку електричної енергії, що купується та продається на Оптовому ринку.

6.4. Технологічні витрати електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами

6.4.1. На підставі даних вимірювань, наданих Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити для кожного розрахункового періоду фактичну величину технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами (Эпср, МВт·год.) як різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо в магістральні та міждержавні електромережі та обсягом електричної енергії, отриманим Постачальниками та Операторами зовнішніх перетоків безпосередньо від магістральних та міждержавних електромереж.

7. ФАКТИЧНІ РОБОЧА ПОТУЖНІСТЬ, ДІАПАЗОН РЕГУЛЮВАННЯ ТА ЦІНИ

7.1. Порушення в роботі блоків

7.1.1. На підставі даних диспетчерського журналу програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає розрахункові періоди, в яких за вимогою системи були задані пуски, зупинки блоків (корпусів) та переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж ENTSO-E і навпаки, встановлюючи ознаку пуску (ДПбр = 1), ознаку зупинки (ДЗбр = 1) та ознаку переключення (ДФбр = 1).

7.1.2. Ознака заданого диспетчером пуску ДПбр = 1 та ДПбр+1 = 1, ..., встановлюється для всіх блоків при пуску з "нуля" за вимогою системи, якщо Эдбр-1 = 0 та Эдбр > 0.

Ознака заданого диспетчером пуску , ..., ДПбр-1 = 1, ДПбр = 1, ДПбр+1 = 1, встановлюється для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі та подальшому підключенні другого корпусу за вимогами системи:

для блоків 100 МВт, якщо , , ..., 0 < Эдбр-1 < Ррmin1бр та Эдбр > 45;

для блоків 300 МВт, якщо , , ..., 0 < Эдбр-1 < Ррmin1бр та Эдбр > 150;

для блоків 800 МВт, якщо , , ..., 0 < Эдбр-1 < Ррmin1бр та Эдбр > 400.

В іншому випадку ДПбр = 0.

7.1.3. Ознака заданої диспетчером зупинки ДЗбр = 1 встановлюється відповідно до таких правил:

1) для всіх блоків при зупинці за вимогою системи, якщо Эдбр > 0 та Эдбр+1 = 0;

2) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу за вимогою системи:

для блоків 100 МВт, якщо Эдбр > 45 та Эдбр+1 Ј 45;

для блоків 300 МВт, якщо Эдбр > 150 та Эдбр+1 Ј 150;

для блоків 800 МВт, якщо Эдбр > 400 та Эдбр+1 Ј 400.

В іншому випадку ДЗбр = 0.

7.1.4. Ознака переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж ENTSO-E і, навпаки, ДФбр = 1 встановлюється відповідно до таких правил:

1) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ОЕС України на шини електромережі ENTSO-E, якщо Эдбр-1 > 0, Эдбр+1 > 0, ВСбр = 0 та ВСбр+1 = 1;

2) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ENTSO-E на шини електромережі ОЕС України, якщо Эдбр-1 > 0, Эдбр+1 > 0, ВСбр-1 = 1 та ВСбр = 0.

В іншому випадку ДФбр = 0.

7.1.5. Вважається, що блок допустив порушення, якщо ДПбр = 0, ДЗбр = 0, ДФбр = 0, ОВбр = 0, ОКбр = 0 та Эфбр < Эдбр х (1 - D) або Эфбр > Эдбр х (1 + D),

де D - допустиме відхилення виробництва блоком, що визначається за такими правилами:

1) якщо , то:

для пиловугільних блоків:

300 МВт D = 0,1;

200, 150, 100 МВт D = 0,12;

для газомазутних блоків:

300, 250 МВт D = 0,06;

100 МВт D = 0,1;

2) у всіх інших випадках:

для пиловугільних блоків:

800 МВт D = 0,04;

300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі D = 0,05;

200, 150, 100 МВт D = 0,06;

300 МВт в однокорпусному режимі D = 0,1;

100 МВт в однокорпусному режимі D = 0,12;

50 МВт D = 0,2;

для газомазутних блоків:

800 МВт D = 0,025;

300, 250 МВт D = 0,03;

100 МВт D = 0,05.

Якщо блоки беруть участь у первинному регулюванні частоти та/або підключені до системи АРЧП, то допустиме відхилення виробітку для них установлюється окремо за рішенням Ради ринку, затвердженим НКРЕ.

7.1.6. Для розрахункового періоду, в якому відбулося порушення блоком диспетчерського графіка, програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків встановлює блоку ознаку його порушення Нбр = 1. Для всіх інших розрахункових періодів Нбр = 0.

7.2. Фактичні пуски блоків

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

Вважати ВПбр = 1:

1) для всіх блоків при пуску з "нуля" якщо Эфр-1 = 0, а Эфр > 0;

2) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:

для блоків 100 МВт, якщо Эфр-1 Ј 45, а Эфр > 45;

для блоків 300 МВт, якщо Эфр-1 Ј 150, а Эфр > 150;

для блоків 800 МВт, якщо Эфр-1 Ј 400, а Эфр > 400.

В іншому випадку ВПбр = 0.

7.3. Фактична робоча потужність блоку

7.3.1. Фактична робоча потужність (Ррфбр) кожного блоку для платежів визначається відповідно до правил:

1) якщо Нбр = 0, то:

для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у двокорпусному режимі роботи Ррфбр = (остаточно заявлена Ррmaxбр);

для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі роботи Ррфбр = (остаточно заявлена Ррmax1бр);

2) якщо Нбр = 1, то:

для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у двокорпусному режимі роботи Ррфбр = min (Эфбр; остаточно заявлена Ррmaxбр);

для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі роботи Ррфбр = min (Эфбр; остаточно заявлена Ррmax1бр).

7.3.2. Фактична група робочої потужності кожного блоку для платежів визначається за фактичним режимом роботи блоку відповідно до правил:

1) блокам, які фактично включені в роботу за командою диспетчерського центру та для яких ( і ) або ( і ), max установлюється ознака першої групи Nфбр = 1 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Ррmaxбр) > 0 або (остаточно заявлена Ррmax1бр) > 0;

2) блоки, які фактично включені в роботу за командою диспетчерського центру та для яких DРфрегбр > 0, ( і ) або ( і ), формують першу групу з ознакою Nфбр = 1 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Ррmaxбр) > 0 або (остаточно заявлена Ррmax1бр) > 0;

3) блокам, які фактично включені в роботу за командою диспетчерського центру та для яких ( і ) або ( і ), формують першу групу з ознакою Nфбр = 1 для розрахункових періодів доби, у яких (Эфбр > 0 і (остаточно заявлена Ррmaxбр > 0) або (Эфбр > 0 і (остаточно заявлена Ррmax1бр > 0);

4) блокам, які знаходились у резерві та у яких Nгбр = 2, установлюється ознака другої групи Nфбр = 2 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Ррmaxбр) > 0 або (остаточно заявлена Ррmax1бр) > 0;

5) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної групи робочої потужності, у тому числі блокам, включеним до заданого графіка навантаження , установлюється ознака третьої групи Nфбр = 3 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Ррmaxбр) > 0 або (остаточно заявлена Ррmax1бр) > 0 та ОТб = 0;

6) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю палива ОТб = 1 та у яких Nгбр = 4, установлюється ознака четвертої групи Nфбр = 4 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Ррmaxбр) > 0 або (остаточно заявлена Ррmax1бр) > 0.

В усіх інших розрахункових періодах доби, у яких (остаточно заявлена Ррmaxбр) = 0 або (остаточно заявлена Ррmax1бр) = 0, група робочої потужності не встановлюється Nфбр = 0.

7.4. Діапазон регулювання блоку

7.4.1. Фактичний діапазон регулювання (DРфрегбр) кожного блоку для платежів визначається за наступними правилами:

1) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 0:

а) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження за заданим графіком навантаження:

- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1), визначеної згідно з пунктом 5.5.1:

DРфрегбр = min (початково заявлена Ррmaxбр; остаточно заявлена Ррmaxбр) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

DРфрегбр = min (початково заявлена Ррmax1бр; остаточно заявлена Ррmax1бр) - для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

DРфрегбр = min [(початково заявлена Ррmaxбр - Ррmax1бр); (остаточно заявлена Ррmaxбр - Ррmax1бр)];

- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі або двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

DРфрегбр = min [(Ррmax1бр - Ррmin1бр); (остаточно заявлена Ррmax1бр) - (остаточно заявлена Ррmin1бр)];

- для моноблоків та двокорпусних блоків, що включені в роботу у двокорпусному режимі, у тому числі блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1) та які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або мають одну з ознак обов'язкової роботи, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

DРфрегбр = min [(початково заявлена Ррmaxбр) - (початково заявлена Ррminбр); (остаточно заявлена Ррmaxбр) - (остаточно заявлена Ррminбр)];

б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера:

- для блоків (корпусів), які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи, незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи", в тому числі коли зупинка блоків (корпусів) в резерв призводила до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання, фактичний діапазон регулювання (DРфрегбр) визначається за правилами, викладеними в третьому, четвертому та шостому абзацах підпункту "1а" пункту 7.4.1;

- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче початково заявленої Ррminбр та здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

DРфрегбр = min [(початково заявлена Ррmaxбр); (остаточно заявлена Ррmaxбр)] - min [(початково заявлена Ррminбр); Эфбр] - для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу у двокорпусному режимі;

DРфрегбр = min [(початково заявлена Ррmax1бр); (остаточно заявлена Ррmax1бр)] - min [(початково заявлена Ррmin1бр); Эфбр] - для двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в однокорпусному режимі;

2) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 1:

DРфрегбр = 0;

3) для всіх розрахункових періодів доби, в яких ДПбр = 1 або ДЗбр = 1 (крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи"), а також в розрахункових періодах доби, в яких ДФбр = 1:

DРфрегбр = 0.

7.5. Фактична ціна блоку

7.5.1. Фактичні ціни блоків (Цзвбр), що використовуються для розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до таких правил:

1) якщо Эфбр = 0, то Цзвбр = 0;

2) якщо Эфбр > 0 та Ннвцб = 0, то Цзвбр = Цизвбр + Зфптбр,

де:

Цизвбр - фактична розрахункова прирощена ціна, яка визначається відповідно до таких правил:

якщо Рб1 і Эфбр, то Цизвбр = Цзб1;

якщо Рб1 Ј Эфбр < Рб2, то Цизвбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб1 і Цзб2;

якщо Рб2 Ј Эфбр < Рб3, то:

для моноблоків Цизвбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб2 і Цзб3;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Рб2 Ј Эфбр Ј 45, то Цизвбр = Цзб2; якщо 45 < Эфбр < Рб3, то Цизвбр = Цзб3;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Рб2 Ј Эфбр Ј 150, то Цизвбр = Цзб2; якщо 150 < Эфбр < Рб3, то Цизвбр = Цзб3;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Рб2 Ј Эфбр Ј 400, то Цизвбр = Цзб2; якщо 400 < Эфбр < Рб3, то Цизвбр = Цзб3;

якщо Рб3 Ј Эфбр < Рб4, то Цизвбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб3 і Цзб4;

якщо Эфбр і Рб4, то Цизвбр = Цзб4;

Зфптбр - фактичні витрати на холостий хід блоку, що визначаються відповідно до таких правил:

якщо Start Ј р Ј End, то

 

,


де Цххрбр - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається за наступними правилами:

якщо Эфбр = 0, то Цххрбр = 0;

якщо Эфбр > 0, то:

для моноблоків Цххрбр = Цххб;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Эфбр Ј 45, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эфбр > 45, то Цххрбр = Цхх2б;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Эфбр Ј 150, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эфбр > 150, то Цххрбр = Цхх2б;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Эфбр Ј 400, то Цххрбр = Цхх1б; якщо Эфбр > 400, то Цххрбр = Цхх2б.

В іншому випадку Зфптбр = 0;

3) якщо Эфбр > 0 та Ннвцб = 1, то .

8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ

8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію

8.1.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожного блоку виробника визначається розрахунковий платіж за відпущену електроенергію (Дэбр) за такими правилами:

якщо ОВбр = 0, ОКбр = 0, Ннзцб = 1 та 0 < Цзвбр < Цпср,

або ОВбр = 0, ОКбр = 0, Ннвцб = 0, Цзвбр > Цпср та ВРбр = 1 (або ВСбр = 1),

то Дэбр = Цзвбр х Эфбр х Роб / 100.

В іншому випадку Дэбр = Цпср х Эфбр х Роб / 100.

8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку для кожної станції виробника визначається середньозважена ціна за відпущену електроенергію (Цэср) за такою формулою:

 

.


8.1.3. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожної станції виробника визначається платіж за відпущену електроенергію (Дэср) за такими правилами:

якщо Эфоср і 0, то Дэср = Цэср х Эфоср х Ков;

в іншому випадку Дэср = Цпср х Эфоср х Ков,

де Кэв - коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які працюють за ціновими заявками, що дорівнює 1. Для теплоелектроцентралей, які працюють за ціновими заявками, у разі необхідності НКРЕ може затверджувати інші коригуючі коефіцієнти.

8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи

8.2.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП, диспетчерський графік навантаження (Эдбр) яких відрізняється від виробітку блоку згідно з заданим графіком (Эгбр), повинні отримувати плату за вимушений виробіток (Двбр), яка обчислюється за формулами, наведеними в пунктах 8.2.2 та 8.2.3.

8.2.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи:

1) Нвбр = 0;

2) Эдбр < Эгбр та Эфбр х (1 + D) < Эгбр;

3) Нбр = 0, ДПбр = 0, ДПбр-1 = 0, ..., , ДЗбр = 0, ОВбр = 0, ОКбр = 0;

4) Цзвбр < Цпср,

платіж за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму роботи системи, крім випадків фактичного розвантаження станції нижче мінімально допустимого складу обладнання для виконання вимог системи (за виключенням розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі за вимогою системи"), визначається за такою формулою:

Двбр = max [((Цпсбр - Цзвр) х Эв-бр + (Цзвбр - Црзбр) х Эгбр х Роб / 100); 0] х Кэв,

де Эв-бр - обсяг недовиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:

Эв-бр = (Эгбр - Эфбр) х Роб / 100.

8.2.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з вимогами системи:

1) Нвбр = 0;

2) Эдбр > Эгбр та Эфбр х (1 - D) > Эгбр;

3) Нбр = 0, ДПбр = 0, ДПбр-1 = 0, ..., , ДЗбр = 0, ОВбр = 0, ОКбр = 0, ВСбр = 0, ВРбр = 0;

4) Цзвбр > Цпсбр,

плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи, визначається за такою формулою:

Двбр = max [((Цзвбр - Цпср) х Эв+бр + (Цзвбр - Црзбр) х Роб / 100); 0] х Кэв,

де Эв+бр - обсяг перевиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:

Эв+бр = (Эфбр - Эгбр) х Робр / 100.

8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи

8.3.1. На всі розрахункові періоди, в яких Нбр = 1, для блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи (Дшбр), яке визначається за формулою:

1) якщо Нбр = 0, то Дшбр = 0;

2) якщо Нбр = 1 і Эфбр > Эдбр, то Дшбр = [(Цпср х Кш х КЭв) х Эфбр - Эдбр)] х Роб / 100;

3) якщо Нбр = 1 і Эфбр < Эдбр, то Дшбр = [(Цпср х Кш х КЭв) х (Эдбр - Эфбр)] х Роб / 100,

де Кш = 1.

8.4. Платіж за робочу потужність

8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка блоку, що працює в "острові Бурштинської ТЕС", нараховується платіж за робочу потужність (Дрмбр(Бу)) відповідно до його належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блоку (Ррфбр) відповідно до формул:

1) для блоків першої групи

Дрмбр(Бу) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(1)р(Бу) х КЭв;

2) для блоків другої групи

Дрмбр(Бу) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(2)р(Бу) х КЭв;

3) для блоків третьої групи

Дрмбр(Бу) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(3)р(Бу) х КЭв;

4) для блоків четвертої групи

Дрмбр(Бу) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(4)р(Бу) х КЭв.

8.4.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка блоку, що працює в іншій частині ОЕС України, нараховується платіж за робочу потужність (Дрмбр(ОЕС)) відповідно до його належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блоку (Ррфбр) відповідно до формул:

1) для блоків першої групи

Дрмбр(ОЕС) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(1)р(ОЕС) х КЭв;

2) для блоків другої групи

Дрмбр(ОЕС) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(2)р(ОЕС) х КЭв;

3) для блоків третьої групи

Дрмбр(ОЕС) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(3)р(ОЕС) х КЭв;

4) для блоків четвертої групи

Дрмбр(ОЕС) = Ррфбр х Роб / 100 х Црм(4)р(ОЕС) х КЭв.

8.4.3. Під платежем за робочу потужність (Дрмбр) використовується платіж за робочу потужність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дрмбр(Бу)), або платіж за робочу потужність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дрмбр(ОЕС)).

8.5. Платіж за маневреність

8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", (Дмнбр(Бу)) визначається:

- для блоків, що здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, за формулою:

Дмнбр(Бу) = 2 х Цмнбр(Бу) х DРфрегбр х Роб / 100 х КЭв;

- для всіх інших блоків за формулою:

Дмнбр(Бу) = Цмнбр(Бу) х DРфрегбр х Роб / 100 х КЭв.

8.5.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, (Дмнбр(ОЕС)) визначається:

- для блоків, що здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, за формулою:

Дмнбр(ОЕС) = 2 х Цмнбр(ОЕС) х DРфрегбр х Роб / 100 х КЭв;

- для всіх інших блоків за формулою:

Дмнбр(ОЕС) = Цмнбр(ОЕС) х DРфрегбр х Роб / 100 х КЭв.

8.5.3. Під платежем за маневреність (Дмнбр) використовується платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дмнбр(Бу)), та платіж за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дмнбр(ОЕС)).

8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)

8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового графіка виробнику визначається платіж за пуск блоку (Дпбр) за формулою:

 

,


який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби на інтервалі Start Ј р Ј End.

В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Дпбр = 0.

8.7. Платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції

8.7.1. Блоку, який фактично був зупинений або працював в однокорпусному режимі у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання в разі виникнення несумісного режиму або для виконання вимог системи за умови, що таке розвантаження не було передбачене в заданому графіку навантаження, крім випадків розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі за вимогою системи", обчислюється платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Дрозвбр), який визначається за наступними правилами:

1) у випадку відключення двокорпусного блоку, що заявлений у двокорпусному режимі, у цілому та для моноблоків:

якщо ЭФбр = 0, то Дрозвбр = Црозв х Ррminбр х Роб / 100 х КЭв;

в іншому випадку Дрозвбр = 0;

2) у випадку відключення двокорпусного блоку, що заявлений в однокорпусному режимі:

якщо ЭФбр = 0, то Дрозвбр = Црозв х Ррmin1бр х Роб / 100 х КЭв;

в іншому випадку Дрозвбр = 0;

3) у випадку відключення корпусу двокорпусного блоку:

для двокорпусних блоків 100 МВт, якщо 0 < Эфбр Ј 45, або

для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0 < Эфбр Ј 150, або

для двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0 < Эфбр Ј 400,

то Дрозвбр = Црозв х (Ррminбр - Ррmin1бр) х Роб / 100 х КЭв;

в іншому випадку Дрозвбр = 0.

8.8. Додаткові платежі виробнику, який працює за ціновими заявками

8.8.1. Розпорядник системи розрахунків повинен нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби такі додаткові платежі:

1) за рішенням НКРЕ - на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання виробника, який працює за ціновими заявками (Дреквр);

2) за рішенням НКРЕ - на виконання законодавчих актів та урядових рішень, погашення безнадійного боргу (Дзбвр);

3) за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ - на вирішення будь-якого спірного питання, у зв'язку із уточненням вимірів або іншим узгодженим коригуванням (Дсвр);

4) за рішенням НКРЕ - на будівництво блоків виробникам, які працюють за ціновими заявками (Дбевр).

5) за рішенням Ради ринку (на основі подання ДПЕ), погодженим НКРЕ - на зменшення платежу виробнику, який працює за ціновими заявками, за користування додатково отриманими коштами (Дкрвр).

8.8.2. Розпорядник системи розрахунків на виконання рішення НКРЕ щодо величини зменшення платежу виробнику у зв'язку із порушенням Порядку підготовки та фінансування проектів з метою реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій, затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 травня 2006 року N 183 (далі - Порядок реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій), у частині нецільового використання енергогенеруючою компанією коштів кредитів або інвестицій, отриманих для реалізації проекту реконструкції та модернізації теплових електростанцій, має нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби величину зменшення платежу виробнику за порушення Порядку реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій (Днвквр).

8.9. Платежі, що сплачують виробникам, які працюють за ціновими заявками

8.9.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж кожному блоку (Дрбр), крім платежу за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію, визначається відповідно до такої формули:

Дрбр = Двбр + Дрмбр - Дшбр + Дпбр + Дмнбр + Дрозвбр.

8.9.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж станції визначається за формулою:

 

.


8.9.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується виробнику, який працює за ціновими заявками (Дцзв), визначається за формулою:

 

.


8.10. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок виробника, який працює за ціновими заявками

8.10.1. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити за розрахункову добу середньозважену ціну продажу електроенергії в Оптовий ринок виробника, який працює за ціновими заявками (Ццзв), згідно з формулою:

 

.


8.11. Оптова ціна закупки

8.11.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків визначає оптову ціну закупки (Цокр) відповідно до такої формули:

 

,


де:

  - платіж за маневреність, рівномірно розподілений між ПМНЕ, які встановлюються диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ;

  - платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами добового графіку на інтервалі від Start до End.

8.12. Платежі, що нараховуються виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію та/або технологічні перетоки електричної енергії

8.12.1. Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та/або забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, Розпорядник системи розрахунків нараховує платежі згідно з умовами двосторонніх договорів з ДПЕ за тарифами (цінами), встановленими НКРЕ.

8.12.2. Платіж оператора зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію та/або технологічні перетоки електричної енергії за розрахункову добу (Дперо) визначається за формулою:

 

,


де:

Дімпор - платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період, грн.;

Дтпор - платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий період, грн.

Платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період (Дімпор) визначається за формулою:

 

,


де Тімпоі - установлена НКРЕ ціна продажу імпортованої електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього перетоку, грн./МВт·год.

Платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий період (Дтпор) визначається за формулою:

 

,


де Ттпоі - установлена НКРЕ ціна електричної енергії за забезпечення технологічного перетоку оператором зовнішнього перетоку, грн./МВт·год.

8.12.3. Платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ одноставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

Дотв = (Теев х Эфов х 10) + Дбсв,

де:

Теев - встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну енергію, коп. за 1 кВт·год.;

Эфов - фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок виробником за розрахункову добу, МВт·год.

8.12.4. Платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

Ддтв = Дсев + Дсрмв + Дбсв,

де:

Дсев - платіж виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію, грн.;

Дсрмв - платіж виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію, грн.

Платіж виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

Дсев = Тсев х Эфов х 10,

де Тсев - встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію в складі двоставочного тарифу на електричну енергію, коп. за 1 кВт·год.

Платіж виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

Дсрмв = Тсрмв х Ррфв / Nкв,

де:

Тсрмв - встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка плати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на електричну енергію, грн./МВт;

Ррфв - фактична робоча потужність виробника за розрахункову добу, МВт;

Nкв - кількість діб у розрахунковому кварталі, діб.

8.12.5. Платіж на будівництво енергоблоків виробникам, які не працюють за ціновими заявками (Дбсв), визначається за формулою:

Дбсв = Тнбв х Эфов х 10,

де Тнбв - надбавка до тарифу на електричну енергію на будівництво енергоблоків.

8.13. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж

8.13.1. Платіж за проведення централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та використання магістральних та міждержавних електромереж за розрахункову добу розраховуються Розпорядником системи розрахунківна підставі обсягів електричної енергії, переданої магістральними та міждержавними електромережами, та відповідного тарифу, затвердженого НКРЕ. Ця величина потім при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляється Розпорядником системи розрахунків між усіма розрахунковими періодами в цій розрахунковій добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж (Дввр).

8.14. Коригування платежів Постачальників

8.14.1. Коригування платежів Постачальників (Дзпр) у кожному розрахунковому періоді добового графіка розраховується згідно з формулою:

Дзпр = Дзп1р + Дзп2р,

де:

Дзп1р - коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям;

Дзп2р - коригування платежів Постачальників відповідно до платежів виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім платежів атомним електростанціям.

8.14.2. Коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям розраховується за формулою:

Дзп1р = Даеср - (Цокр х Эфоаеср),

де:

Даеср - платіж атомним електростанціям, грн.;

Эфоаеср - фактичний відпуск електроенергії атомними електростанціями, грн./МВт·год.

8.14.3. Коригування платежів Постачальників відповідно до платежів виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім платежів атомним електростанціям, розраховується за формулою:

 

,


де:

Эфоср-аес - сума фактичного відпуску електричної енергії виробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та технологічного перетоку електричної енергії, грн./МВт·год.;

Тсг - тривалість добового графіка, год.;

Ддвк-аес - сумарний платіж за розрахункову добу виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім платежів атомним електростанціям, грн.

8.15. Платежі ДПЕ

8.15.1. Щомісячні платежі за послуги ДПЕ затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ для визначення витрат за послуги ДПЕ (Дэрр).

8.16. Дотаційні сертифікати та компенсаційні платежі

8.16.1. Щомісячні обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Дпвр).

8.16.2. Щомісячні обсяги компенсаційних платежів затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Дкпр).

8.17. Оптові ринкові ціни

8.17.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок оптової ринкової ціни без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом (Цордр) згідно з формулою:

Цордр =

Цокр + Цнр

1 - Кпср

х К,


де:

К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та затверджується НКРЕ;

Цнр - націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за формулою:

 

,


Кпср - коефіцієнт технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами, який розраховується за формулою:

 

.


8.17.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок оптової ринкової ціни з урахуванням обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом (Цорр) згідно з формулою:

 

.


8.18. Платежі постачальників

8.18.1. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, платіж за розрахункову добу (Дексо) за такою формулою:

 

,


де Дспо - додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування. Нараховується Розпорядником системи розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ.

8.18.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, платіж (Дзппр) за розрахунковий період за такою формулою:

Дзппр = Эптпр х Цорр.

8.18.3. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, платіж (Дэпп) за розрахункову добу за такою формулою:

 

,


де:

Днпп - платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку, який визначається за формулою:

 

,


де:

Дспп - додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування. Нараховується Розпорядником системи розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ;

Дпвп - обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом для Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ;

Дкпп - обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ;

Дкп - сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу;

DД - небаланс платежів в Оптовому ринку, що визначається за формулою:

 

,


де Дку - компенсаційний платіж, розрахований на виконання урядових рішень.

8.18.4. Сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу (Дкп) визначається за формулою:

Дкп = Дк(I)п + Дк(II)п,

де Дк(I)п, Дк(II)п - обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу визначається за формулами:

для першого класу споживачів ;

для другого класу споживачів ,

де:

Эптпт - фактичний обсяг купівлі електричної енергії за розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника електроенергії за регульованим тарифом;

Кпв(I)пт, Кпв(II)пт - питома вага прогнозованого місячного обсягу купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпоряднику системи розрахунків Місцевим постачальником. Кпв(I)пт + Кпв(II)пт = 1;

Т(I)тм, Т(II)тм - вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків.

8.18.5. Вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом (Т(I)тм, Т(II)тм), визначаються Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:

1) для постачальника електричної енергії за регульованим тарифом:

перший клас споживачів: ;

другий клас споживачів: ;

2) для постачальників електричної енергії за нерегульованим тарифом:

перший клас споживачів: ;

другий клас споживачів: ,

де:

Эп(I)пм, Эп(II)пм - прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;

Эп(I)тм, Эп(II)тм - прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку всіма постачальниками електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;

Дк(I)пм, Дк(II)пм - місячний обсяг коригування платежу постачальника електричної енергії за регульованим тарифом у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ;

Дк(I)тм, Дк(II)тм - місячний обсяг коригування платежу сумарно по всіх постачальниках електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ.

8.18.6. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за розрахункову добу (Дзб) за такою формулою:

 

,


де Кзб - ставка збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, що визначена Податковим кодексом України, у відсотках.

8.18.7. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, остаточний платіж за розрахункову добу (Декфо) за такою формулою:

 

.


8.18.8. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, остаточний платіж за розрахункову добу (Дэпфп) за такою формулою:

 

.


8.19. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними

8.19.1. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за звітний місяць для кожного Виробника та Постачальника. При розрахунку середньозваженої ціни Постачальника за звітний місяць ураховується сума добових платежів цього Постачальника без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію.

8.19.2. По закінченні розрахункового місяця Розпорядник системи розрахунків за даними пункту 6.2.7 та середньозваженими за місяць цінами уточнює платежі всім Членам Оптового ринку та Сторонам Договору, за винятком виробників, які працюють за встановленим НКРЕ двоставочним тарифом.

Для виробників, які працюють за встановленим НКРЕ двоставочним тарифом, уточнення платежу здійснюється окремо для платежу за електроенергію (за даними пункту 6.2.7 і встановленою НКРЕ ставкою плати за електричну енергію) та платежу за робочу потужність (виходячи із величини фактичної робочої потужності за розрахунковий місяць і встановленої НКРЕ на розрахунковий квартал ставки плати за робочу потужність, розділеної на кількість днів у розрахунковому кварталі та помноженої на кількість днів у розрахунковому місяці).

8.19.3. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за звітний місяць (Дзбм) за такою формулою:

 

,


де:

Дексом - уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, за звітний місяць без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію;

Дэппм - уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за звітний місяць без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію.

8.19.4. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, фактичний платіж за звітний місяць (Декфом) за такою формулою:

 

,


де:

Эексоім - обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту за місяць;

Эптпм - обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою продажу її споживачам на території України за місяць.

8.19.5. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, фактичний платіж за звітний місяць (Дэпфпм) за такою формулою:

 

.


8.19.6. Розпорядник системи розрахунків повинен надавати Сторонам Договору дані та інформацію, визначені в Інструкції про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до Договору) та Інструкції про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (додаток 4 до Договору).

 

Додаток А
до Правил Оптового ринку електричної енергії України


Умовні позначення

Підрядкові індекси:

б - блок;

в - виробник;

і - зовнішній переток;

м - розрахунковий місяць;

о - оператор зовнішнього перетоку

п - Постачальник;

р - розрахунковий період;

с - електростанція;

т - територія здійснення ліцензованої діяльності постачальника за регульованим тарифом;

х - точки зростання;

аес - атомна електростанція.

Умовні позначення

Одиниця виміру

Визначення

D

відносні одиниці

допустиме відхилення виробництва блоком

DД

грн.

небаланс платежів в Оптовому ринку

DРрегбр(Бу)

МВт

заявлений діапазон регулювання блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

DРрегбр(ОЕС)

МВт

заявлений діапазон регулювання блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

DРфрегбр

МВт

фактичний регулюючий діапазон блоку

DС

-

допустиме відхилення рівня цінових заявок, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

C(Бу),
D(Бу)

 

коефіцієнти обмеження, що характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками, до нерівномірності графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначаються Розпорядником системи розрахунків

C(ОЕС),
D(ОЕС)

 

коефіцієнти обмеження, що характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками, до нерівномірності графіку покриття іншої частини ОЕС України, що визначаються Розпорядником системи розрахунків

m

-

ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для "острова Бурштинської ТЕС"

n

-

ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для іншої частини ОЕС України

Nгбр

від 0 до 4

група робочої потужності блоку в заданому графіку навантаження

Nкв

діб

кількість діб у розрахунковому кварталі

Nфбр

від 0 до 4

фактична група робочої потужності блоку

Start - End

-

особливий розрахунковий період, який установлюється Радою ринку за поданням диспетчерського центру

ВЗбр

0 чи 1

ознака вимушеної роботи блоку відповідно до термінових та/або аварійних заявок виробників

ВПбр

0 чи 1

ознака фактичного пуску блоку

ВРбр

0 чи 1

ознака роботи блоку за вимогами режиму ОЕС України

ВСбр

0 чи 1

ознака роботи блоку за вимогами режиму електромережі ENTSO-E

Даеср

грн.

платежі атомним електростанціям

Дбевр

грн.

додатковий платіж на будівництво блоків виробнику, який працює за ціновими заявками

Дбсв

грн.

додатковий платіж на будівництво енергоблоків виробнику, який не працює за ціновими заявками

Двбр

грн.

плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи

Дввр

грн.

платежі за проведення централізованого диспетчерського управління та використання магістральних та міждержавних електромереж

Ддвк-аес

грн.

сумарний платіж за розрахункову добу виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім платежів атомним електростанціям

Ддтв

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію

Дексо

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, за розрахункову добу

Дексом

грн.

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, за звітний місяць без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

Декфо

грн.

остаточний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, за розрахункову добу

Декфом

грн.

фактичний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, за звітний місяць

Дзб

грн.

розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за розрахункову добу

Дзбвр

грн.

додатковий платіж виробнику на виконання законодавчих актів та урядових рішень, погашення безнадійного боргу

Дзбм

грн.

розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за звітний місяць

Дзпр

грн.

коригування платежів Постачальників

Дзп1р

грн.

коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям

Дзп2р

грн.

коригування платежів Постачальників відповідно до платежів виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії і забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім платежів атомним електростанціям

Дзпалм(Бу)

грн.

прогнозна паливна складова витрат на виробництво електричної енергії у розрахунковому місяці блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Дзпалм(ОЕС)

грн.

прогнозна паливна складова витрат на виробництво електричної енергії у розрахунковому місяці блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

Дімпор

грн.

платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період

Дкп

грн.

сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу

Дк(I)п,
Дк(II)п

грн.

обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України

Дк(I)пм,
Дк(II)пм

грн.

місячний обсяг коригування платежу постачальника електричної енергії за регульованим тарифом у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ

Дк(I)тм,
Дк(II)тм

грн.

місячний обсяг коригування платежу сумарно по всіх постачальниках електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ

Дкпп

грн.

обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ

Дкпр

грн.

обсяги компенсаційних платежів для постачальників

Дкрвр

грн.

зменшення платежу виробнику, який працює за ціновими заявками, за користування додатково отриманими коштами

Дку

грн.

компенсаційний платіж, розрахований на виконання урядових рішень

Дмнбр

грн.

платіж блоку за маневреність

Дмнбр(Бу)

грн.

платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Дмнбр(ОЕС)

грн.

платіж за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

Днвквр

грн.

величина зменшення платежу виробнику за порушення Порядку підготовки та фінансування проектів з метою реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій у частині нецільового використання енергогенеруючою компанією коштів кредитів або інвестицій, отриманих для реалізації проекту реконструкції та модернізації теплових електростанцій

Днпп

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку

Дотв

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ одноставочного тарифу на електричну енергію

Дпбр

грн.

платіж блоку за пуск

Дпвп

грн.

обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом для Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ

Дпвр

грн.

обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

Дперо

грн.

платіж оператора зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію та/або технологічні перетоки електричної енергії за розрахункову добу

Дрбр

грн.

сумарна плата блоку, крім платежу за відпущену електроенергію

Дреквр

грн.

додатковий платіж виробнику на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання виробника

Дрмбр(Бу)

грн.

платіж за робочу потужність блоку, який працює в "острові Бурштинської ТЕС"

Дрмбр(ОЕС)

грн.

платіж за робочу потужність блоку, який працює в іншій частині ОЕС України

Дрмбр

грн.

платіж блоку за робочу потужність

Дрозвбр

грн.

платіж блоку за розвантаження станції нижче мінімально допустимого складу обладнання

Дсвр

грн.

додатковий платіж виробнику в разі виникнення спірних питань

Дсев

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію

Дспо

грн.

додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування

Дспп

грн.

додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування

Дсрмв

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію

Дссср

грн.

сумарний платіж електростанції

Дтпор

грн.

платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий період

Дфупвм-2(Бу)

грн.

фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", за місяць, який передував попередньому розрахунковому місяцю

Дфупвм-2(ОЕС)

грн.

фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, за місяць, який передував попередньому розрахунковому місяцю

Дцзв

грн.

сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується виробнику, який працює за ціновими заявками

Дшбр

грн.

зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи

Дэбр

грн.

розрахунковий платіж блоку за відпущену електроенергію

Дэср

грн.

платіж електростанції за відпущену в Оптовий ринок електроенергію

Дэпп

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу

Дэппр

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахунковий період

Дэппм

грн.

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за звітний місяць без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

Дэпфп

грн.

остаточний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу

Дэпфпм

грн.

фактичний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за звітний місяць

Дэрр

грн.

платіж за послуги ДПЕ

ДМ

від 0 до 1

граничний відносний діапазон регулювання, який встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ

ДЗбр

0 чи 1

ознака заданої диспетчером зупинки блоку

ДПбр

0 чи 1

ознака заданого диспетчером пуску блоку

ДФбр

0 чи 1

ознака переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж ENTSO-E і навпаки

Зптбр

грн./МВт·год.

витрати на холостий хід блоку

Зфптбр

грн./МВт·год.

фактичні витрати на холостий хід блоку

Кнкре

грн./МВт·год.

обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ

Кгцснкре

грн./МВт·год.

гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ

Кзб

%

ставка збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

Кмнмах(Бу)

 

коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що розраховується Розпорядником системи розрахунків

Кмнмах(ОЕС)

 

коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків

Кмнмін(Бу)

 

коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Кмнмін(ОЕС)

 

коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Кпв(I)тм,
Кпв(II)тм

відносні одиниці

питома вага прогнозованого місячного обсягу купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що надаються Розпоряднику системи розрахунків Місцевим постачальником

Кпз(Бу)

грн./МВт

регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС", що визначається Розпорядником системи розрахунків

Кпз(ОЕС)

грн./МВт

регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків

Кпср

відносні одиниці

коефіцієнт технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами

Кш

число

коефіцієнт штрафу

Кэв

 

коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які працюють за ціновими заявками

Мбр

0 чи 1

ознака маневреності блоку

Нбр

0 чи 1

ознака невиконання блоком диспетчерського графіка

Нвбр

0 чи 1

ознака вимушеної роботи блоку (0 - за вимогою системи, 1 - за заявкою виробника)

Ннвцб

0 чи 1

ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок

Ннзцб

0 чи 1

ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок

ОБб

0 чи 1

ознака пропозицій виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був включений в роботу раніше

ОВбр

0 чи 1

ознака обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після капітального та середнього ремонту

ОКбр

0 чи 1

ознака обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після будівництва, реконструкції та модернізації

ОРб

0 чи 1

ознака згоди на відключення блоку (корпусу) у випадку розвантаження станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму протягом усіх розрахункових періодів доби

ОТб

0 чи 1

ознака знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива

ПМНЕ

-

періоди максимального навантаження енергосистеми, які встановлюються диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ

Рбх

МВт

опорна потужність

Рвні

МВт

пропускна здатність зовнішнього перетоку

Ргбр

МВт

заданий графік навантаження блоку

Рдminбр

МВт

обмеження мінімальної потужності блоку за вимогами ОЕС України

Рдmaxбр

МВт

обмеження максимальної потужності блоку за вимогами ОЕС України

Рексоір

МВт

графік експорту електричної енергії оператора зовнішніх перетоків

Риэір

МВт

прогноз і-го зовнішнього перетока

Рімпоір

МВт

графік імпорту електричної енергії оператора зовнішніх перетоків

Рмб

МВт

максимальна потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі

Рм1б

МВт

максимальна потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі

Рммрс

МВт

максимальна потужність електростанції в моторному режимі

Рмрср

МВт

потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі

Рнminб

МВт

технічний мінімум навантаження моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі

Рнmin1б

МВт

технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі

Рнеср

МВт

величина несумісної потужності, що визначається як різниця між сумарною потужністю, 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 з одного боку та заданим покриттям з другого

Роб

%

коефіцієнт корисного відпуску блоку

Рос

%

коефіцієнт корисного відпуску електростанції

Рпкр

МВт

прогноз необхідного покриття

Рпкр(Бу)

МВт

величина покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС"

Рпкр(ОЕС)

МВт

величина покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України

Рпкпр

МВт

попередній прогноз необхідного покриття

Рптр

МВт

прогноз споживання

Ррmaxбр

МВт

максимальна робоча потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (початково або остаточно заявлена)

Ррmax1бр

МВт

максимальна робоча потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі роботи (початково або остаточно заявлена)

Ррminбр

МВт

мінімальна робоча потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (початково або остаточно заявлена)

Ррmin1бр

МВт

мінімальна робоча потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі роботи (початково або остаточно заявлена)

Ррфбр

МВт

фактична робоча потужність блоку

Ррфв

МВт

фактична робоча потужність виробника за розрахункову добу

Руб

МВт

встановлена потужність блоку

Рус

МВт

встановлена потужність електростанції

Рэппр

МВт

прогноз споживання Постачальника

Себ

грн./МВт

питома економія витрат блоку

Спитб

грн./МВт·год.

розрахункова заявлена ціна, визначена на розрахунковий період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності

Спит(к)б

грн./МВт·год.

розрахункова заявлена ціна, визначена на розрахунковий період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності, відповідно до контрольної цінової заявки

Т(I)тм, Т(II)тм

грн./МВт·год.

вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків

Теев

коп./кВт·год.

встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну енергію

Тімпоі

грн./МВт·год.

установлена НКРЕ ціна продажу імпортованої електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього перетоку

Тнбв

коп./кВт·год.

надбавка до тарифу на електричну енергію на будівництво енергоблоків

Тоб

год.

мінімальна тривалість простою блоку між послідовними циклами роботи

Тпідклб

год.

регламентна тривалість підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного блоку при роботі блоку в однокорпусному режимі

Тпускб

год.

регламентна тривалість пуску, яка відображає тепловий стан блоку (корпусу)

Трб

год.

мінімальна тривалість роботи блоку між послідовними циклами зупинки

Трп

год.

тривалість розрахункового періоду

Тсг

год.

тривалість добового графіка

Тсгб

год.

тривалість добового заданого графіка блоку

Тсев

коп./кВт·год.

встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію в складі двоставочного тарифу на електричну енергію

Тсрмв

грн./МВт

встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка плати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на електричну енергію

Ттпоі

грн./МВт·год.

установлена НКРЕ ціна електричної енергії за забезпечення технологічного перетоку оператором зовнішнього перетоку

Тфсгб

год.

фактична тривалість роботи блоку

Цббр

грн./МВт·год.

ціна блоку

Цзбх

грн./МВт·год.

прирощена ціна блоку

Цзвбр

грн./МВт·год.

фактична ціна блоку

Цизбр

грн./МВт·год.

розрахункова прирощена ціна блоку

Цизвбр

грн./МВт·год.

фактична розрахункова прирощена ціна блоку

Цмизбр

грн./МВт·год.

розрахункова прирощена ціна блоку, яка визначається для розрахункового періоду максимального покриття

Цмнбр(Бу)

грн./МВт·год.

ціна за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Цмнбр(ОЕС)

грн./МВт·год.

ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

Цнр

грн./МВт·год.

націнка до оптової ринкової ціни

Цокр

грн./МВт·год.

оптова ціна закупки

Цорр

грн./МВт·год.

оптова ринкова ціна з урахуванням обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

Цордр

грн./МВт·год.

оптова ринкова ціна без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

Цпб

грн.

вартість пуску блоку

Цп1б

грн.

вартість пуску першого корпусу двокорпусного блоку

Цп2б

грн.

вартість пуску другого корпусу двокорпусного блоку

Цпср

грн./МВт·год.

гранична ціна системи

Црзбр

грн./МВт·год.

розрахункова ціна блоку

Црм(1)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків першої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(2)(Бу)

грн./МВт

ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(2)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків другої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(3)(Бу)

грн./МВт

ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(3)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків третьої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(4)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків четвертої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(1)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків першої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црм(2)(ОЕС)

грн./МВт

ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(2)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків другої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црм(3)(ОЕС)

грн./МВт

ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(3)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків третьої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црм(4)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків четвертої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црозв

грн./МВт

ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, яка визначається Розпорядником системи розрахунків

Цххб

грн./год.

ціна холостого ходу блоку

Цхх1б

грн./год.

ціна холостого ходу блоку в однокорпусному режимі двокорпусного блоку

Цхх2б

грн./год.

ціна холостого ходу блоку в двокорпусному режимі двокорпусного блоку

Цххрбр

грн./год.

розрахункова ціна холостого ходу блоку

Ццзв

грн.

середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок виробника, який працює за ціновими заявками, за розрахункову добу

Цэср

грн./МВт·год.

середньозважена ціна за відпущену електроенергію станцією виробника, що працює за ціновими заявками

Эmaxбр

МВт·год.

заявлений максимальний обсяг виробітку блоку в розрахунковий період

Эв+бр

МВт·год.

обсяг перевиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи

Эв-бр

МВт·год.

обсяг недовиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи

Эвнір

МВт·год.

зовнішній переток електричної енергії (імпорт та експорт)

Эгбр

МВт·год.

заданий графік виробництва електроенергії блоком

Эдбр

МВт·год.

виробіток електричної енергії, який заданий диспетчером

Эексоім

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку за звітний місяць Постачальником з метою її експорту

Эексоір

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту

Эімпоір

МВт·год.

обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку за розрахунковий період

Эп(I)пм, Эп(II)пм

МВт·год.

прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів

Эп(I)тм, Эп(II)тм

МВт·год.

прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку всіма постачальниками електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів

Эпср

МВт·год.

технологічні витрати електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами

Эптпм

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку за звітний місяць Постачальником з метою продажу її споживачам на території України

Эптпр

МВт·год.

фактичний обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою продажу її споживачам на території України

Эптпт

МВт·год.

фактичний обсяг купівлі електричної енергії за розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника електроенергії за регульованим тарифом

Эрптр

МВт·год.

фактичне розрахункове покриття

Этпоір

МВт·год.

обсяг технологічного перетоку електричної енергії оператора зовнішнього перетоку за розрахунковий період

Эфбр

МВт·год.

фактичний виробіток блоку

Эфов

МВт·год.

фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок Виробником за розрахункову добу

Эфоаеср

МВт·год.

фактичний відпуск електроенергії атомними електростанціями

Эфоср

МВт·год.

фактичний відпуск електричної енергії станції

Эфоср-аес

грн./МВт·год.

сума фактичного відпуску електричної енергії виробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та технологічного перетоку електричної енергії


 

Додаток Б
до Правил Оптового ринку електричної енергії України


Порядок
розрахунку цінових заявок

1. Розрахунок середньозваженої ціни умовного палива

1.1. Середньозважена ціна умовного палива на виробництво електричної енергії (Цупеб, грн./т. у. п.) розраховується за формулою:

 

,


де:

к - вид натурального палива (вугілля, газ, мазут), підрядковий індекс;

Цнпбк - ціна натурального палива з урахуванням витрат на транспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис. м3;

КQбк - калорійний еквівалент переведення натурального палива в умовне;

rебк - відсоток використання умовного палива на виробництво електроенергії, %.

1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку (Цуппб, грн./т. у. п) розраховується за формулою:

 

,


де rпбк - відсоток використання умовного палива на пуск блоку, %.

2. Розрахунок вартості пуску блоку

2.1. Для моноблоків розраховуються чотири вартості пусків блоку із відповідних теплових станів блоку - гарячого, двох напівпрохолодних та холодного (Цпб, грн.) за формулою:

Цпб = Цуппб х Впб,

де Впб - витрати умовного палива на пуск моноблоку з відповідного теплового стану, т. у. п.

2.2. Для двокорпусних блоків розраховуються:

1) чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Цп1б, грн.) за формулою:

Цп1б = Цуппб х Вп1б,

де Вп1б - витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом з відповідного теплового стану, т. у. п.;

2) вартість пуску (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Цп2б, грн.) за формулою:

Цп2б = Цуппб х Вп2б,

де Вп2б - витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом, т. у. п.

2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (Впб), витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом (Вп1б) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Вп2б) визначаються виробниками згідно із затвердженими центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, енергетичними характеристиками обладнання блоків, які експлуатуються виробниками.

3. Розрахунок прирощених цін на відпущену електроенергію

3.1. Виробник здійснює вибір не менше двох та не більше чотирьох опорних точок потужностей блоку (корпусу) (Рбх, МВт) за умов, що в усіх розрахункових періодах доби мають виконуватись наступні вимоги:

для моноблоків:

Рб1 Ј Ррminбр;

Рб4 повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного блоку, а для теплофікаційних блоків - на кривій у залежності від планового відпуску теплової енергії зовнішнім споживачам із відборів турбін;

для двокорпусних блоків:

Рб1 Ј Ррmin1бр при роботі блоку в однокорпусному режимі;

Рб3 Ј Ррminбр при роботі блоку у двокорпусному режимі;

Рб2 повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного блоку при роботі в однокорпусному режимі;

Рб4 повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного блоку при роботі в двокорпусному режимі.

3.2. Витрати умовного палива за годину роботи блоку (корпусу) на відповідних опорних точках потужності (Вбх, кг/год.) розраховуються за формулою:

Вбх = Рбх х bпбх,

де bпбх - прогнозовані питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт·год.

3.3. Прогнозні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію (bпбх) визначаються за формулою:

bпбх = bвнбх + Dbсумбх,

де:

bвнбх - вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, що визначаються за кривою графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), затвердженого центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, г/кВт·год.;

Dbсумбх - сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт·год.

3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію (Dbсумбх) визначається за формулою:

 

,


де Dbбхj - j-та поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію щодо прогнозованих на наступну розрахункову добу умов роботи блоку (корпуса), що відрізняються від умов, згідно з якими побудована крива графіку вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), г/кВт·год.

3.5. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності моноблоку (DВбх, кг/МВт·год.) розраховуються за формулою:

1) для першої опорної точки потужності (Рб1):

DВб1 =

Вб1 - Вххб
_________
Рб1

,


де Вххб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.1.2 цього порядку, грн./год.;

2) для інших опорних точок потужностей блоку (Рбх):

DВбх =

Вбх - Вбх-1
__________
Рбх - Рбх-1

.


3.6. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності двокорпусного блоку (DВбх) розраховуються за формулою:

1) для першої опорної точки потужності (Рб1):

DВб1 =

Вб1 - Вхх1б
__________
Рб1

;


2) для другої опорної точки потужності (Рб2):

DВб2 =

Вб2 - Вб1
__________
Рб2 - Рб1

;


3) для третьої опорної точки потужності (Рб3):

DВб3 =

Вб3 - Вхх2б
__________
Рб3

;


4) для четвертої опорної точки потужності (Рб4):

DВб4 =

Вб4 - Вб3
_________
Рб4 - Рб3

,


де Вхх1б та Вхх2б - витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку в однокорпусному та двокорпусному режимі на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.2.2 цього порядку, грн./год.

3.7. Якщо в результаті розрахунку не виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, виробник вибирає інші опорні точки потужності блоку (корпусу), для яких здійснює перерахунок приростів витрат умовного палива на зміну потужності.

Для двокорпусних блоків умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива між другою та третьою опорними точками потужності може не виконуватись у випадку, коли перша і друга опорні точки потужності відповідають роботі двокорпусного блоку в однокорпусному режимі, а третя і четверта опорні точки потужності - роботі блоку в двокорпусному режимі. Цей розрив має відповідати нормативним характеристикам конкретного тепломеханічного обладнання.

3.8. Для вибраних опорних точок потужності, для яких виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, розраховуються прирощені ціни блоку (корпусу) (Цзбх, грн./МВт·год.) за формулою:

Цзбх = Цупеб х DВбх / 1000.

4. Розрахунок ціни холостого ходу блоку

4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоків

4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Цххб, грн./год.) розраховується за формулою:

Цххб = Цупеб х Вххб / 1000.

4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході (Вххб) визначаються за такими правилами:

1) якщо в розрахункові періоди, що знаходяться в інтервалі End Ј р Ј Start, виконуються умови

  та Рнminб > Рminб > 0,

то ,

де:

Рнminб - технічний мінімум навантаження моноблоку, МВт;

Ррmaxбр - максимальна заявлена робоча потужність блоку, МВт;

Рminб - мінімальна робоча потужність, яка в усіх випадках більше нуля та визначається як мінімальна із мінімальних заявлених робочих потужностей блоку (Ррminбр) в розрахункових періодах, що знаходяться в інтервалі End Ј р Ј Start, за формулою:

Рminб = min(Ррminбр);

Рminб(+D) - опорна точка потужності, наступна після мінімальної робочої потужності моноблоку визначається за формулою:

Рminб(+D) = Рminб + DРб;

DРб - приріст потужності, МВт;

Вminб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на мінімальній робочій потужності (Рminб), кг/год.;

Вminб(+D) - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної робочої потужності (Рminб(+D)), кг/год.;

Кхх - коригуючий коефіцієнт холостого ходу, Кхх = 0,9;

2) в інших випадках:

 ,

де:

Рнminб(+D) - опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму моноблоку, визначається за формулою:

Рнminб(+D) = Рнminб + DРб;

Внminб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на технічному мінімумі навантаження (Рнminб), кг/год.;

Внminб(+D) - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження (Рнminб(+D)), кг/год.

4.2. Розрахунок ціни холостого ходу для двокорпусних блоків

4.2.1. Ціна холостого ходу для двокорпусних блоків розраховується за формулою:

1) для однокорпусного режиму роботи блоку:

Цхх1б = Цупеб х Вхх1б / 1000,

де Вхх1б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год.;

2) для двокорпусного режиму роботи блоку:

Цхх2б = Цупеб х Вхх2б / 1000,

де Вхх2б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в двокорпусному режимі, кг/год.

4.2.2. Витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку на холостому ході розраховуються за формулою:

1) для однокорпусного режиму роботи блоку:

 ,

де:

Рнmin1б - технічний мінімум навантаження першого корпусу, МВт;

Рнmin1б(+D) - опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження першого корпусу, визначається за формулою:

Рнmin1б(+D) = Рнmin1б + DРб;

Внmin1б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Рнmin1б), кг/год.;

Внmin1б(+D) - витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження першого корпусу (Рнmin1б(+D)), кг/год.;

2) для двокорпусного режиму роботи блоку:

 ,

де:

Рнmin2б - технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку, МВт;

Рнmin2б(+D) - опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку, визначається за формулою:

Рнmin2б(+D) = Рнmin2б + DРб;

Внmin2б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Рнmin2б), кг/год.;

Внmin2б(+D) - витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку (Рнmin2б(+D)), кг/год.

4.3. Визначення приросту потужності

4.3.1. Приріст потужності (DРб) визначається за такими правилами:

DРб = 5 МВт - для двокорпусного та однокорпусного режиму роботи двокорпусного блоку 100 МВт;

DРб = 5 МВт - для моноблоків Руб Ј 210 МВт та однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210 < Руб Ј 325 МВт;

DРб = 10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму блоків 210 < Руб Ј 325 МВт;

DРб = 15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусного блоку 325 < Руб Ј 800 МВт;

DРб = 20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму двокорпусних блоків 325 < Руб Ј 800 МВт,

де Руб - встановлена потужність блоку, МВт.

4.4. Встановлення технічного мінімуму навантаження блоку (корпусу)

4.4.1. Технічний мінімум навантаження моноблоку (Рнminб), двокорпусного блоку (Рнmin2б) та першого корпусу двокорпусного блоку (Рнmin1б) встановлюється згідно з узгодженим рішенням технічних керівників виробника на підставі даних заводів-виробників устаткування, умов і режимів роботи, зазначених в інструкції з експлуатації, та доведений до відома диспетчерського центру.

 

Додаток В
до Правил Оптового ринку електричної енергії України


Мінімально допустимий
склад обладнання електростанцій, що входять до складу виробників, які працюють за ціновими заявками

N
з/п

Назва виробника та станції, яка входить до його складу

Варіанти включення обладнання

Мінімально допустима кількість блоків з мінімальним навантаженням, що мають знаходитися в роботі для забезпечення надійної роботи станції, в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря

t і 10° C

10° C > t і 5° C

5° C > t і 0° C

0° C > t і -5° C

-5° C > t і -10° C

-10° C > t і -15° C

t < -15° C

N варіанту

N блоків

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1

Слов'янська ТЕС

варіант 1

7

0,5

300

0,5

300

0,5

300

1

580

1

580

1

580

1

580

2

 

варіант 2

3

1

35

1

35

1

35

1

35

1

35

1

35

1

35

3

Старобешівська ТЕС

варіант 1

4 - 13

2

140

2

140

2

150

3

140

4

140

4

150

4

160

4

Запорізька ТЕС

варіант 1

1 - 4

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

230

3

250

5

5 - 7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6

варіант 2

1 - 4

1

190

1

190

1

190

1

200

1

250

1

250

1

280

7

5 - 7

1

500

1

500

1

500

1

540

1

600

1

650

1

720

8

Криворізька ТЕС

варіант 1

1 - 10

2

225

2

225

2

225

2

235

3

225

3

230

3

250

9

Придніпровська ТЕС

варіант 1

7 - 10

1

105

2

105

2

110

2

120

3

105

3

130

3

135

10

11 - 14

1

225

1

225

1

225

1

230

1

225

1

225

1

275

11

варіант 2

7 - 10

2

105

2

105

2

110

2

120

3

105

3

130

3

135

12

11 - 14

-

-

1

225

1

225

1

230

1

225

1

225

1

275

13

Бурштинська ТЕС

варіант 1

1 - 12

2

130

2

160

3

130

3

130

4

140

4

150

4

170

14

Добротвірська ТЕС

варіант 1

5, 6

-

-

-

-

-

-

1

80

1

80

1

80

1

80

15

7, 8

2

105

2

105

2

105

1

130

2

105

2

110

2

120

16

варіант 2

5, 6

1

80

1

80

1

80

1

80

2

80 + 60

2

80 + 70

2

80

17

7, 8

1

105

1

105

1

110

1

130

1

110

1

120

1

130

18

Ладижинська ТЕС

варіант 1

1 - 6

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

225

3

250

19

Вуглегірська ТЕС

варіант 1

1 - 4

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

230

3

250

20

5 - 7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21

варіант 2

1 - 4

1

190

1

190

1

190

1

200

1

250

1

250

1

280

22

5 - 7

1

500

1

500

1

500

1

540

1

600

1

650

1

720

23

Зміївська ТЕС

варіант 1

1 - 6

1

140

1

140

2

140

2

140

2

150

2

150

2

160

24

7 - 10

1

210

1

210

1

210

1

210

1

230

1

250

1

270

25

Трипільська ТЕС

варіант 1

1 - 4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

26

5, 6

2

190

2

245

2

275

-

-

-

-

-

-

-

-

27

варіант 2

1 - 4

1

225

1

225

1

230

1

245

1

275

2

240

2

250

28

5, 6

1

140

1

150

1

150

1

250

1

250

1

220

1

240

29

варіант 3

1 - 4

2

225

2

225

2

225

2

235

2

250

3

225

3

245

30

5, 6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

31

Зуївська ТЕС

варіант 1

1 - 4

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

225

3

250

32

Курахівська ТЕС

варіант 1

3 - 9

2

140

2

140

2

140

3

140

4

140

4

150

4

165

33

Луганська ТЕС

варіант 1

9 - 11, 13 - 15

2

140

2

140

2

150

3

140

4

140

4

150

4

165

34

Харківська ТЕЦ-5

варіант 1

1, 2

2

50

2

70

1

50

1

70

1

90

1

90

1

100

35

3

-

-

-

-

1

140

1

150

1

170

1

210

1

230

36

Миронівська ТЕС

варіант 1

5

0,5

42

0,5

42

0,5

40

0,5

40

0,5

40

0,5

40

0,5

40

37

Київська ТЕЦ-5

варіант 1

1, 2

1

65

1

100

2

100

2

100

1

100

2

100

2

100

38

3

1

165

1

180

1

180

1

220

2

230

2

230

2

250

39

4

-

-

-

-

40

варіант 2

1, 2

2

65

2

65

1

65

1

90

1

100

2

100

2

100

41

3

-

-

1

165

2

165

2

165

2

230

2

230

2

250

42

4

150

150

43

варіант 3

1, 2

-

-

--

-

1

65

1

90

1

100

2

100

2

100

44

3

2

165

2

165

2

165

2

165

2

230

2

230

2

250

45

4

150

150

150

46

варіант 41

1, 2

2

65

2

65

2

100

2

100

1

100

2

100

2

100

47

3

1

165

1

165

1

180

1

220

2

230

2

230

2

250

48

4

150

150

49

варіант 51

1, 2

2

65

2

65

1

65

1

90

1

100

2

100

2

100

50

3

1

165

1

165

2

165

2

165

2

230

2

230

2

250

51

4

150

150

150

52

Київська ТЕЦ-6

варіант 1

1,2

1

150

2

150

2

160

2

170

2

180

2

210

2

230

 


Примітки:

1. Варіанти включення обладнання Київської ТЕЦ-5 в опалювальний період.

2. Варіант включення обладнання Слов'янської ТЕС на період ремонту блоку N 7.

 

Додаток Г
до Правил Оптового ринку електричної енергії України


Порядок
роботи виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій

1. Дія Порядку роботи виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій (далі - Порядок) не поширюється на газо-мазутні блоки.

2. Основні принципи формування цінових заявок виробниками

2.1. Цінові заявки формуються виробниками та надаються Розпоряднику системи розрахунків на все роботоспроможне обладнання відповідно до Правил та пункту 2.2 Порядку на період його дії згідно з пунктом 5.2.9 Правил.

2.2. Якщо фактичні запаси вугілля на складі електростанції нижчі від запасів вугілля, визначених у розділі 4 Порядку, то виробник зобов'язаний у цінових заявках встановити блокам цієї електростанції ознаку знаходження поза резервом за відсутністю палива (ОТб), крім блоків, що забезпечують мінімально допустимий склад обладнання згідно з додатком В Правил. Для блоків, які фактично працюють у добі, що передує розрахунковій, та які можуть бути включені в роботу до заданого графіка навантаження на розрахункову добу, допускається відхилення фактичних запасів вугілля нижче рівня незнижуваних запасів вугілля не більше ніж на 10 %, але не довше ніж протягом п'яти діб поспіль. Якщо блокам станції була встановлена ознака знаходження поза резервом за відсутністю палива ОТб = 1, то зазначена ознака скасовується після досягнення та збереження фактичних запасів вугілля на станції не менше незнижуваних протягом трьох діб поспіль.

3. Особливості вибору складу працюючих блоків виробників

3.1. Розпорядник системи розрахунків проводить щоденний моніторинг фактичних запасів вугілля на складі електростанції, які надаються виробниками в щоденній оперативній інформації до диспетчерського центру (макет 001 "Паливо") станом на 8:30 доби, що передує розрахунковій, на їх відповідність незнижуваним запасам вугілля на електростанціях, визначених у розділі 4 Порядку. Розпорядник системи розрахунків приймає інформацію в систему розрахунків щодо фактичних запасів вугілля на електростанціях від диспетчерського центру не пізніше 9 години 30 хвилин доби, що передує розрахунковій.

3.2. Вибір складу обладнання в роботу та резерв здійснюється Розпорядником системи розрахунків відповідно до пунктів 5.2.1 - 5.2.8 Правил з урахуванням пункту 3.4 Порядку.

3.3. Блокам, по яких цінові заявки в частині встановлення ознаки знаходження поза резервом за відсутністю палива подані з порушенням вимог пункту 2.2 Порядку, Розпорядник системи розрахунків самостійно встановлює ознаку знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива.

3.4. У разі, якщо вибраного складу обладнання недостатньо для забезпечення прогнозу необхідного покриття, Розпорядник системи розрахунків додатково включає до заданого графіка навантаження по одному блоку на кожній електростанції з блоків, яким встановлена ознака знаходження поза резервом за відсутністю палива, у порядку першочергового включення блоків станцій з найбільшим відсотком запасів вугілля від визначених у розділі 4 Порядку. За таким принципом Розпорядник системи розрахунків здійснює вибір складу обладнання до забезпечення необхідного покриття.

4. Незнижувані запаси вугілля на складах електростанцій виробників, які працюють за ціновими заявками

Виробник/електростанція

Запаси палива, тис. т

грудень 2009

ВАТ "Дніпроенерго":

Криворізька ТЕС

200

Придніпровська ТЕС

200

Запорізька ТЕС

140

ВАТ"Донбасенерго":

Старобешівська ТЕС

200

Слов'янська ТЕС

200

ВАТ"Західенерго":

Бурштинська ТЕС

140

Добротвірська ТЕС

80

Ладижинська ТЕС

140

ВАТ"Центренерго":

Вуглегірська ТЕС

140

Трипільська ТЕС

200

Зміївська ТЕС

200

ТОВ "Східенерго":

Зуївська ТЕС

140

Курахівська ТЕС

140

Луганська ТЕС

200


 

Додаток Д
до Правил Оптового ринку електричної енергії України


Порядок
визначення показників, які використовуються для розрахунку цін за маневреність, робочу потужність та розвантаження блоків теплових електростанцій нижче мінімально допустимого складу обладнання

1. На підставі даних прогнозного балансу електричної енергії ОЕС України та прогнозних обсягів відпуску електроенергії в Оптовий ринок на розрахунковий місяць, затвердженого центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці (при проведенні розрахунків до початку розрахункового місяця), або прогнозного балансу електроенергії на вибраний період прогнозування (далі - період прогнозування), розрахованого Розпорядником системи розрахунків із урахуванням даних заявок виробників та постачальників електроенергії, диспетчерського центру, необхідної величини розвантаження теплових електростанцій нижче мінімально допустимого складу обладнання та інших даних, які Розпорядник системи розрахунків вважає необхідним врахувати, Розпорядник системи розрахунків визначає наступні величини:

1) очікувані обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Ем(Бу), МВт·год.), та блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України (Ем(ОЕС), МВт·год.), на період прогнозування;

2) прогнозовану величину розвантаження генеруючого обладнання виробників, які працюють за ціновими заявками, нижче мінімально допустимого складу обладнання на період прогнозування (Ерозвм, МВт·год.).

2. На підставі даних НКРЕ щодо тарифів на продаж електричної енергії в Оптовий ринок виробниками та інших витрат, що входять до складу оптової ринкової ціни, а також рівня затвердженої НКРЕ прогнозованої оптової ринкової ціни на розрахунковий місяць Розпорядник системи розрахунків визначає обсяг коштів, що може бути нарахований виробникам, які працюють за ціновими заявками (ДЦЗм, грн.), з урахуванням необхідності забезпечення оптової ринкової ціни на рівні прогнозованої (з допустимим відхиленням DЦ) на період прогнозування.

3. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дм(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дм(ОЕС), грн.), на період прогнозування за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

 

;


2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

 

,


де:

Дпалм(Бу) та Дпалм(ОЕС) - прогнозовані витрати на паливо блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період прогнозування, що визначаються Розпорядником системи розрахунків на основі заявлених виробниками витрат на палива на виробництво електроенергії (Дзпалм(Бу), Дзпалм(ОЕС)) та відповідних ним обсягів продажу електроенергії у розрахунковому місяці і прогнозних обсягів продажу електроенергії на період прогнозування (Ем(Бу), Ем(ОЕС)), грн.;

Дупвм(Бу) та Дупвм(ОЕС) - прогнозовані умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період прогнозування, які визначаються за формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

 

;


2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

 

,


де:

Дфупвм-2(Бу), Дфупвм-2(ОЕС) - фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, за місяць, що передував попередньому розрахунковому місяцю, грн. Фактичні умовно-постійні витрати повинні відповідати інформації, яка щомісячно надається в НКРЕ за формою звітності "6-НКРЕ-енерговиробництво";

Nпп - кількість діб у вибраному періоді прогнозування;

Nм - кількість діб у розрахунковому місяці.

4. Розпорядник системи розрахунків визначає ціну 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Црозв, грн./МВт) за такою формулою:

 

,


де Тееаес - встановлений НКРЕ тариф на електричну енергію атомним електростанціям, коп./кВт·год.

5. На підставі щоденної інформації щодо рівня цінових заявок виробників, фактичних платежів з початку розрахункового місяця та даних прогнозного балансу електроенергії, розрахованого Розпорядником системи розрахунків, здійснюється прогнозування середньозважених цін електричної енергії для блоків, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (ЦееВу, грн./МВт·год.), та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (ЦееОЕС, грн./МВт·год.), на період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, а також прогнозування середньозважених цін електричної енергії для блоків, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (ЦпрееВу, грн./МВт·год.), та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (ЦпрееОЕС, грн./МВт·год.), на період від останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність.

6. Розпорядник системи розрахунків визначає прогнозовані обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Езпм(Бу), МВт·год.), та блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України (Езпм(ОЕС), МВт·год.), у залишковому періоді вибраного періоду прогнозування з моменту введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

Езпм(Бу) = Ем(Бу) - Ефм(Бу) - Епрм(Бу);

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

Езпм(ОЕС) = Ем(ОЕС) - Ефм(ОЕС) - Епрм(ОЕС),

де:

Ефм(Бу) та Ефм(ОЕС) - фактичні обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця, МВт·год.;

Епрм(Бу) та Епрм(ОЕС) - обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що прогнозуються на період від останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, МВт·год.

7. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дмн+рпм(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дмн+рпм(ОЕС), грн.), за робочу потужність першої групи блоків та маневреність, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

Дмн+рпм(Бу) = Дм(Бу) - Деем(Бу) - DДм(Бу);

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

Дмн+рпм(ОЕС) = Дм(ОЕС) - Деем(ОЕС) - Дрозвм - DДм(ОЕС),

де:

DДм(Бу) та DДм(ОЕС) - прогнозовані обсяги коштів, які можуть бути нараховані виробникам за робочу потужність другої, третьої та четвертої груп блоків, за пуски блоків (корпусів), за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи, з урахуванням можливих зменшень платежів за порушення режиму роботи (для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України) на період прогнозування, грн;

Деем(Бу), Деем(ОЕС) - прогнозовані платежі за електричну енергію блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період прогнозування, що визначаються за такою формулою:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

Деем(Бу) = Дфеем(Бу) + Епрм(Бу) х ЦпрееБу + Езпм(Бу) х ЦееВу;

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

Деем(ОЕС) = Дфеем(ОЕС) + Епрм(ОЕС) х ЦпрееОЕС + Езпм(ОЕС) х ЦееОЕС,

де Дфеем(Бу) та Дфеем(ОЕС) - фактичні платежі за електричну енергію, нараховані з початку розрахункового місяця для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, грн.;

Дрозвм - прогнозований платіж виробникам, які будуть працювати складом обладнання нижче мінімально допустимого на період прогнозування, який визначається за такою формулою:

Дрозвм = SЦрозв х Ерозвм.

8. Обсяги коштів, які можуть бути нараховані за робочу потужність першої групи блоків та маневреність блокам, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дрпм(Бу), Дмнм(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дрпм(ОЕС), Дмнм(ОЕС), грн.) у період прогнозування, розподіляється Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:

1) блокам, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

Дрпм(Бу) = Дмн+рпм(Бу) х l;

Дмнм(Бу) = Дмн+рпм(Бу) х (1 - l);

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

Дрпм(ОЕС) = Дмн+рпм(ОЕС) х l;

Дмнм(ОЕС) = Дмн+рпм(ОЕС) х (1 - l),

де l - частка коштів, що можуть бути нараховані за першу групу робочої потужності виробникам, які працюють за ціновими заявками, яка затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.

9. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинскої ТЕС", за першу групу робочої потужності (Дзп(рп)м(Бу), грн.) та маневреність (Дзп(мн)м(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, за першу групу робочої потужності (Дзп(рп)м(ОЕС), грн.) та маневреність (Дзп(мн)м(ОЕС), грн.), у залишковому періоді вибраного періоду прогнозування з моменту введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

Дзп(рп)м(Бу) = Дрпм(Бу) - Дф(рп)м(Бу) - Дпр(Рп)м(Бу);

Дзп(мн)м(Бу) = Дмнм(Бу) - Дф(мн)м(Бу) - Дпр(мн)м(Бу);

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

Дзп(рп)м(ОЕС) = Дрпм(ОЕС) - Дф(рп)м(ОЕС) - Дпр(рп)м(ОЕС);

Дзп(мн)м(ОЕС) = Дмнм(ОЕС) - Дф(мн)м(ОЕС) - Дпр(мн)м(ОЕС),

де:

Дф(рп)м(Бу), Дф(мн)м(Бу) та Дф(рп)м(ОЕС), Дф(мн)м(ОЕС) - фактичні платежі за першу групу робочої потужності та маневреність, нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця, грн.

Дпр(рп)м(Бу), Дпр(мн)м(Бу) та Дпр(рп)м(ОЕС), Дпр(мн)м(ОЕС) - платежі за першу групу робочої потужності та маневреність блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, що прогнозуються на період від останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, грн.

10. Розпорядник системи розрахунків визначає коефіцієнти обмеження, які характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками, до нерівномірності графіку покриття іншої частини ОЕС України (C(ОЕС) та D(ОЕС)) та "острову Бурштинської ТЕС" (С(Бу) та D(Бу)) для робочих та вихідних днів, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

 

;


D(Бу) = 2 х C(Бу),

де:

DРрегр(Бу) - сума прогнозованих Розпорядником системи розрахунків середніх погодинних діапазонів регулювання генеруючого обладнання, що планується в роботу за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" та середніх погодинних діапазонів регулювання іншого генеруючого обладнання, що планується в роботу для "острова Бурштинської ТЕС", МВт;

max(Рпкр(Бу)) - Рпкр(Бу) - нерівномірність спрогнозованого Розпорядником системи розрахунків середнього погодинного покриття "острова Бурштинської ТЕС", МВт;

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

 

; =


D(ОЕС) = 2 х С(ОЕС),

де:

DРрегр(ОЕС) - сума прогнозованих Розпорядником системи розрахунків середніх погодинних діапазонів регулювання генеруючого обладнання, що планується в роботу за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" та середніх погодинних діапазонів регулювання іншого генеруючого обладнання, що планується в роботу для іншої частини ОЕС України, МВт;

max(Рпкр(ОЕС)) - Рпкр(ОЕС) - нерівномірність спрогнозованого Розпорядником системи розрахунків середнього погодинного покриття іншої частини ОЕС України, МВт.

11. Розпорядник системи розрахунків за допомогою програмного забезпечення здійснює підбір показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)) для робочих та вихідних днів, використовуючи наступну вхідну інформацію:

1) прогнозоване Розпорядником системи розрахунків середнє погодинне покриття "острову Бурштинської ТЕС" та іншої частини ОЕС України характерних днів на період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність;

2) прогнозована Розпорядником системи розрахунків середня погодинна робоча потужність блоків першої групи "острову Бурштинської ТЕС" та іншої частини ОЕС України в характерні дні на період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність;

3) прогнозований Розпорядником системи розрахунків середній погодинний діапазон регулювання генеруючого обладнання, що планується в роботу за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі" та середній погодинний діапазон регулювання іншого генеруючого обладнання, що планується в роботу;

4) допустиме відхилення прогнозної оптової ринкової ціни для кожної доби у період прогнозування від затвердженої НКРЕ прогнозної оптової ринкової ціни (DЦ), що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.

Показники, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)), визначаються в цілих значеннях і, як правило, кратних 5.

12. Розпорядник системи розрахунків щоденно проводить розрахунки відхилення фактичного значення оптової ринкової ціни наростаючим підсумком з початку місяця від її прогнозного значення, затвердженого НКРЕ на відповідний розрахунковий місяць (з урахуванням допустимого відхилення DЦ).

Розпорядник системи розрахунків зобов'язаний виконати перерахунок показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)), а також ціни 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Црозв, грн./МВт) у випадках:

1) виявлення факту відхилення фактичної оптової ринкової ціни наростаючим підсумком з початку місяця від прогнозної оптової ринкової ціни, затвердженої НКРЕ на відповідний розрахунковий місяць (з урахуванням допустимого відхилення DЦ), більш ніж на 0,5 %;

2) виявлення факту відхилення співвідношення Дм(Бу) / Дм(ОЕС) від співвідношення фактичних платежів блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" та в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця більш ніж на 5 %.

За підсумками розрахункового місяця за оперативними даними відхилення фактичної оптової ринкової ціни від прогнозної, затвердженої НКРЕ на відповідний розрахунковий місяць, не повинно перевищувати 0,015 %. З метою цього, Розпорядник системи розрахунків має право останніми 5 днями розрахункового місяця провести перерахунок показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)), а також ціни 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Црозв, грн./МВт) по фактичних оперативних даних розрахункового місяця.




 
 
Copyright © 2003-2019 document.UA. All rights reserved. При використанні матеріалів сайту наявність активного посилання на document.UA обов'язково. Законодавство-mirror:epicentre.com.ua
RSS канали