С изменениями от 13 октября 2008 года (протокол № 22/2008 заседания наблюдательного совета нп «совет рынка»),

Приложение № 10

к Договору о присоединении к торговой системе

оптового рынка электроэнергии

 

 

РЕГЛАМЕНТ
ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЗАЯВОК ДЛЯ БАЛАНСИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ

 

утвержден 14 июля 2006 года (Протокол № 96 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 29 августа 2006 года (Протокол № 99 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 15 сентября 2006 года (Протокол № 101 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 8 декабря 2006 года (Протокол № 107 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 26 декабря 2006 года (Протокол № 108 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 26 января 2007 года (Протокол № 2/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 22 февраля 2007 года (Протокол № 4/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 30 марта 2007 года (Протокол № 6/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 1 июня 2007 года (Протокол № 10/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 15 июня 2007 года (Протокол № 11/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 27 июня 2007 года (Протокол № 13/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 10 сентября 2007 года (Протокол № 20/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 30 ноября 2007 года (Протокол № 26/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

с изменениями от 14 декабря 2007 года (Протокол № 27/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),

С изменениями от 13 октября 2008 года (Протокол № 22/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),

с изменениями от 28 ноября 2008 года (Протокол № 26/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»)

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

1. ПРЕДМЕТ И СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА.. 1

1.1 Предмет.. 1

1.2 Сфера действия. 2

2. ЦЕЛИ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА БР. 2

3. ПОРЯДОК ОБМЕНА ИНФОРМАЦИЕЙ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА БР И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИСПЕТЧЕРСКИХ ОБЪЕМОВ МЕЖДУ КО, СО И УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА.. 3

3.1 Перечень входной информации для проведения конкурентного отбора. 3

3.2 Порядок обмена информацией СО с КО и Участниками оптового рынка. 5

4. ПОРЯДОК ОБРАБОТКИ СО ЦЕНОВЫХ И ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕНОПРИНИМАЮЩИХ ЗАЯВОК, ПОЛУЧЕННЫХ ОТ КО И УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА, ФОРМИРОВАНИЯ ВХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА И ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИСПЕТЧЕРСКИХ ОБЪЕМОВ УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА 6

5. ПРОВЕДЕНИЕ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА НА БАЛАНСИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНДИКАТОРОВ, ЦЕН БАЛАНСИРОВАНИЯ И ДИСПЕТЧЕРСКИХ ОБЪЕМОВ.. 8

5.1 Ограничивающие условия. 8

5.2 Приоритеты по включению объемов электрической энергии в диспетчерские объемы при проведении конкурентного отбора БР 10

5.3 Специальные случаи расчета результатов конкурентного отбора. 10

5.4 Определение диспетчерских объемов и ПБР по результатам конкурентного отбора. 12

5.5 Определение составляющих величин отклонения по внешней инициативе по результатам конкурентного отбора ценовых заявок БР 13

5.6 Требования к программному обеспечению.. 14

6. ПЕРЕДАЧА ИНФОРМАЦИИ О РЕЗУЛЬТАТАХ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА В КО.. 14

6.1 Перечень информации. 14

6.2 Порядок обмена информацией. 15

7. ПУБЛИКАЦИЯ НА ОФИЦИАЛЬНЫХ САЙТАХ СО И КО В СЕТИ ИНТЕРНЕТ СВОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ О РЕЗУЛЬТАТАХ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА БР И ДОВЕДЕНИЕ ДО УЧАСТНИКОВ ПЕРСОНИФИЦИРОВАННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ УЧАСТИЯ.. 15

7.1 Перечень информации. 16

7.2 Порядок получения персональной информации. 18

7.3 Ответственность СО и КО.. 18

8. ПОРЯДОК ОБЪЯВЛЕНИЯ КО РЕЗУЛЬТАТОВ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА НЕДЕЙСТВИТЕЛЬНЫМИ И ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЦЕН И ВНЕШНИХ ИНИЦИАТИВ В ЭТОМ СЛУЧАЕ.. 18

8.1 В случае наступления событий, указанных в п. 6.2 настоящего Регламента, КО имеет право объявить процедуру конкурентного отбора несостоявшейся для: 18

8.2 Типовые дни. 19

 

ПРЕДМЕТ И СФЕРА ДЕЙСТВИЯ РЕГЛАМЕНТА

Предмет

Настоящий Регламент определяет:

1) Порядок проведения конкурентного отбора ценовых заявок Участников оптового рынка электроэнергии на балансирование системы (далее - конкурентный отбор в балансирующем рынке (БР) или – при однозначности толкования – конкурентный отбор) и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии (далее – диспетчерских объемов), включающий следующие основные этапы:

- порядок получения СО от КО ценовых заявок, поданных Участниками оптового рынка для участия в процедуре конкурентного отбора БР, планового почасового производства и потребления Участников оптового рынка (торгового графика) и равновесных узловых цен оптового рынка;

- порядок обработки СО информации, полученной от КО и Участников оптового рынка, и формирования входных данных для проведения конкурентного отбора и определения диспетчерских объемов;

- определение предварительных почасовых значений индикаторов стоимости диспетчерских объемов (далее – индикаторов стоимости), цен на балансирование вверх и вниз, а также предварительных диспетчерских объемов для каждой режимной генерирующей единицы[1] на каждый час операционных суток (далее – предварительный план БР (ППБР)), и соответствующих значений мощности на конец каждого часа операционных суток, соединенных отрезками прямых (далее – расчетный диспетчерский график (РДГ);

- определение для каждого часа операционных суток: индикаторов стоимости, цен на балансирование вверх и вниз и диспетчерских объемов для каждой режимной генерирующей единицы и каждого объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, не получивших на данный час признака дисквалификации, а также – по всем узлам расчетной модели и всем Участникам оптового рынка – значений мощности на конец часа, вместе образующих электроэнергетический режим в ЕЭС (далее – план БР (ПБР);

- определение прогноза значений индикаторов стоимости, цен на балансирование вверх и вниз и диспетчерских объемов для каждой режимной генерирующей единицы и каждого объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, на каждый час операционных суток как минимум на 6 часов вперед, а также прогноза соответствующих значений мощности на конец каждого часа операционных суток, соединенных отрезками прямых (далее – прогнозный график БР (УДГ));

2) Порядок публикации на официальном сайте СО в сети Интернет сводной информации об итогах конкурентного отбора ценовых заявок в БР, включая информацию о прогнозных значениях, и доведения до субъектов персонифицированных результатов участия в конкурентном отборе БР;

3) Порядок передачи СО в КО значений индикаторов стоимости, цен на балансирование вверх и вниз, а также диспетчерских объемов для каждого узла расчетной модели, в том числе для режимных генерирующих единиц и каждого объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, на каждый час операционных суток;

4) Порядок публикации на официальном сайте КО в сети Интернет сводной информации об итогах участия в конкурентном отборе БР за расчетный период и доведения до субъектов персонифицированных результатов участия;

5) Порядок объявления КО недействительными результатов конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы и порядок определения значений индикаторов стоимости, цен на балансирование вверх и вниз и диспетчерских объемов для каждой режимной генерирующей единицы и каждого объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, в этом случае.

НастоящийРегламент также включает в себя в качестве Приложения Математическую модель расчета диспетчерских объемов электрической энергии, индикаторов и цен на балансирование вверх (вниз) в результате конкурентного отбора ценовых заявок БР, которая реализуется в процессе проведения конкурентного отбора БР.

Сфера действия

Положения настоящего Регламента распространяются на:

1) Участников оптового рынка в отношении всех зарегистрированных за ними ГТП, за исключением:

а) ГТП, относящихся к первой неценовой зоне, в части определения цен на балансирование вверх и вниз и передачи информации от КО в СО по результатам конкурентного отбора на сутки вперед (разделы Настоящего регламента);

б) ГТП, относящихся ко второй неценовой зоне, до момента перехода СО на электрическую схему при оптимизации отклонений на ДВ, а далее – в части определения значений индикаторов, цен на балансирование вверх и вниз, передачи информации от КО в СО по результатам конкурентного отбора на сутки вперед и моментов времени, на которые задаются значения мощности в диспетчерских графиках (разделы Настоящего регламента);

в) ГТП экспорта/импорта в части рассмотрения оперативных ценопринимающих заявок, если по соответствующему сечению экспортно-импортных операций договор между СО и организацией, осуществляющей функции оперативно-диспетчерского управления в смежной зарубежной энергосистеме (системах), не предусматривает участие зарубежной стороны в почасовой актуализации расчетной модели, выполнение условий информационного обмена или других предусмотренных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка требований СО;

2) СР;

3) КО;

4) СО;

5) ФСК;

ДДПР.

ПОРЯДОК ОБМЕНА ИНФОРМАЦИЕЙ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА БР И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИСПЕТЧЕРСКИХ ОБЪЕМОВ МЕЖДУ КО, СО И УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА

ПОРЯДОК ОБРАБОТКИ СО ЦЕНОВЫХ И ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕНОПРИНИМАЮЩИХ ЗАЯВОК, ПОЛУЧЕННЫХ ОТ КО И УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА, ФОРМИРОВАНИЯ ВХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА И ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИСПЕТЧЕРСКИХ ОБЪЕМОВ УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА

В целях проведения конкурентного отбора БР и определения диспетчерских объемов СО формирует поузловые модельные пары «цена-количество»в соответствии с Методикой формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора БР, являющейся приложением к настоящему Регламенту. Указанные пары формируются для каждого часа торговых суток с целью задания параметров совокупного спроса и предложения в каждом узле расчетной модели, являющихся необходимыми входными данными для определения индикаторов стоимости, цен на балансирование вверх (вниз) и диспетчерских объемов.

При формировании поузловых модельных пар <цена-количество> СО:

1) в соответствии с положениями Регламента подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение№5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) определяет на основе ценовых заявок на планирование объемов производства в отношении ГТП генерации объемы электрической энергии, заявленные Участниками оптового рынка в отношении каждой ГТП генерации к продаже на сутки вперед, и из этих объемов выделяет объемы (часть объемов) электрической энергии, содержащиеся в зарегистрированных двусторонних договорах, и которые подлежат включению в торговый график в приоритетном порядке в соответствии с п. 5.2 Регламента проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение №7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) (далее – приоритетные объемы двусторонних договоров), и формирует на эти объемы ценопринимающую часть вместо условий третьего и четвертого приоритета для модельных пар, сформированных КО при проведении конкурентного отбора на сутки вперед согласно 3-му и 4-му буллитам п.1.2 Методики формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора на сутки вперед и определения планового почасового производства и потребления Участников оптового рынка, являющейся приложением к Регламенту проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение№7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

2) если по ГТП генерации была подана оперативная ценопринимающая заявка на увеличение объемов производства (с признаком замены в диапазоне от нуля до указанного объема, исходного значения цены на значение, соответствующее ценоприниманию) в отношении данного часа или периода – в случае интегральной исходной заявки, то формирует на количество, равное минимуму из объема, указанного в оперативной ценопринимающей заявке, и Рмакс ценопринимающую часть;

3) если по ГТП генерации была подана оперативная ценопринимающая заявка на снижение объемов производства (с признаком изменения ценовой заявки путем встраивания ступени с ценой, равной прогнозному значению индикатора) в отношении данного часа (или периода – в случае интегральной исходной заявки) с указанием величины, до которой предлагается снижение, то формирует на количество, превышающее указанную в заявке величину, модельную цену, равную максимуму из цены в соответствующей паре «цена-количество» исходной заявки и индикатора стоимости в узлах, соответствующих данной ГТП, полученного для данного часа (или средневзвешенного по часам периода – в случае интегральной исходной заявки) при расчете ПБР, действующего на момент «закрытия ворот для подачи оперативных ценопринимающих заявок» для данного часа, для остальных количеств сохраняются цены, указанные в парах «цена-количество» часовой (или интегральной – в случае интегральной исходной заявки) подзаявки ценовой заявки на планирование объема производства/потребления, подаваемой Участником оптового рынка для участия в процедуре конкурентного отбора БР. Если в соответствии с подпунктом 3 п. 5.3 Регламента проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в данном узле расчетной модели равновесная цена не была определена, то модельная цена устанавливается на уровне цены, указанной в паре «цена-количество» часовой (или интегральной) подзаявки ценовой заявки на планирование объема производства/потребления, подаваемой Участником оптового рынка;

4) если ГТП относится к нескольким узлам расчетной модели, распределяет объемы электрической энергии, содержащиеся в каждой паре «цена – количество» в ценовой заявке, на объемы электрической энергии, относимые к каждому узлу расчетной модели, к которому отнесена данная ГТП в соответствии с коэффициентами или формулами отнесения объемов к каждому узлу согласно Методике формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора БР, являющейся приложением к настоящему Регламенту. Перечень соответствующих узлов содержится в Акте о согласовании групп точек поставки субъекта оптового рынка и отнесении их к узлам расчетной модели.

Ограничивающие условия

СО проводит конкурентный отбор БР и определение диспетчерских объемов, индикаторов стоимости и цен балансирования в соответствии с Математической моделью расчета диспетчерских объемов электрической энергии, индикаторов и цен на балансирование вверх (вниз) в результате конкурентного отбора ценовых заявок БР, являющейся приложением к настоящему Регламенту, и которая, в том числе, предусматривает выполнение следующих требований и ограничений:

1) Индикаторы и диспетчерские объемы, являющиеся результатом конкурентного отбора, определяются так, чтобы:

а) диспетчерские объемы соответствовали установленным нормативно-правовыми документами и настоящим Регламентом ограничениям на объемы продажи (покупки) в этом секторе;

б) в диспетчерские объемы были включены все объемы электрической энергии, не превышающие установленных в подпункте 3) пределов, относящиеся к соответствующему узлу, в отношении которых:

- в ценовых заявках на планирование отрицательного потребления в отношении ГТП потребления с регулируемой нагрузкой по объекту управления указана более низкая цена, чем индикатор стоимости диспетчерского объема в данном узле, а также все объемы, указанные в ценопринимающих заявках (подзаявках, частях заявок), за исключением случаев, предусмотренных положениями п.5.3 настоящего Регламента;

- в ценовых заявках на планирование производства электроэнергии в отношении ГТП генерации указана[2] более низкая цена, чем индикатор стоимости диспетчерского объема в данном узле, а также все объемы, указанные в ценопринимающих заявках (подзаявках, частях заявок), за исключением случаев, предусмотренных положениями п. 5.3 настоящего Регламента.

в) индикатор в данном узле был не меньше цены, указанной Участником оптового рынка в ценовой заявке на планирование объема отрицательного потребления в отношении ГТП потребления с регулируемой нагрузкой по объекту управления или в ценовой заявке на планирование объема производства в отношении ГТП генерации за объем электрической энергии, отнесенный к этому узлу в соответствии с разделом 4 настоящего Регламента и включенный в диспетчерские объемы, кроме объемов, перечисленных в подпункте 2), а также случаев, предусмотренных положениями подпункта 2) п. 5.3 настоящего Регламента;

г) индикаторы во всех узлах расчетной модели отличались на стоимость нагрузочных потерь электрической энергии и системных ограничений.

2) Для каждой ГТП генерации и объекта управления, представленного генерирующим оборудованием и отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, вне зависимости от факта подачи Участником оптового рынка ценовой заявки и (или) наличия зарегистрированных двухсторонних договоров, диспетчерский объем не может быть меньше объема производства по вынужденному режиму (технического минимума), указанного СО в актуализированной расчетной модели (Рмин), за исключением случаев, предусмотренных положениями п. 5.3 настоящего Регламента.

Для каждой ГТП генерации и объекта управления, представленного генерирующим оборудованием и отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, вне зависимости от факта подачи Участником оптового рынка ценовой заявки и (или) наличия зарегистрированных двухсторонних договоров, диспетчерский объем не может превышать объема электрической энергии, соответствующего максимальному значению рабочей мощности (Рмакс) данной режимной генерирующей единицы, за исключением случаев, предусмотренных положениями п. 5.3 настоящего Регламента. При возникновении последних случаев, если диспетчерский объем оказывается выше установленной мощности по данной ГТП генерации, участник получит за объем превышения по цене, указанной в ценовой заявке. на соответствующий объем, но на индикатор БР эта цена влиять не будет.

4) Для каждой режимной генерирующей единицы, вне зависимости от факта подачи Участником оптового рынка ценовой заявки и (или) наличия зарегистрированных двухсторонних договоров, объем, включенный в ПБР, не может быть меньше величины минимума СО, а если таковой не указан, максимума из технологического и технического минимумов по РГЕ, учтенных на соответствующий час операционных суток. Диспетчерский объем не может превышать величины максимальной мощности (Pmax), равной максимуму СО, а если таковой не указан, определяемой как наиболее жесткие из учтенных СО пределов регулирования.. При этом если в ходе актуализации пределы, возникшие в результате регулировочной инициативы СО в конкурентном отборе на сутки вперед, поменялись, используются актуализированные пределы независимо от того, была ли это регулировочная инициатива СО или Участника оптового рынка (учет при оплате вида инициативы производится согласно положениям п.5.5 настоящего Регламента).

5) При определении диспетчерских объемов СО обеспечивает баланс производства и прогноза потребления электроэнергии (мощности) с учетом величины расчетных нагрузочных потерь в каждой линии расчетной модели, ограничений, определенных в соответствии с настоящим Регламентом, а также всех ограничений, содержащихся в актуализированной расчетной модели. Баланс мощности в энергосистеме и все параметры электрического режима соответствуют мгновенному состоянию энергосистемы на конец часа для первой неценовой и ценовых зон и на середины получасовых интервалов – для второй неценовой зоны (с учетом подпункта «б» п.1 настоящего Регламента).

6) Для целей конкурентного отбора ценовых заявок приоритетные объемы двусторонних договоров, сформированные в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности (Приложение№6.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), считаются поданными в обычной ценопринимающей заявке.

Второй приоритет устанавливается для ценопринимающих заявок (подзаявок, частей подзаявок) поставщиков на продажу, поданных в отношении тепловых электростанций в объеме производства электрической энергии, соответствующем технологическому минимуму по РГЕ, в том числе при работе в теплофикационном режиме, и заявок гидроэлектростанций в объеме производства электрической энергии, который необходимо произвести по технологическим причинам и (или) в целях обеспечения экологической безопасности и который содержится на соответствующий час в прогнозном диспетчерском графике. Оставшаяся часть объемов рассматривается в соответствии с более низким приоритетом.

Третий приоритет устанавливается для объемов в ценопринимающих заявках (подзаявках, частях подзаявок) поставщиков на продажу, поданных в отношении значений минимальной выработки по условиям оптимального обеспечения режимов работы зависимого промышленного оборудования для объектов управления участников с регулируемым потреблением или для ГТП генерации участников, осуществляющих куплю-продажу на оптовом рынке одновременно в отношении генерирующего и энергопринимающего оборудования, если данная ГТП генерации обеспечивает потребление данного Участника и соединена с его энергопринимающими устройствами без использования объектов электросетевого хозяйства третьих лиц. Оставшаяся часть объемов рассматривается в соответствии с более низким приоритетом.

Если при проведении конкурентного отбора БР на несколько часов вперед оказывается, что для какого-либо часа объемов производства, удовлетворяющих ограничениям подпункта 4) п. 5.1 настоящего Регламента, недостаточно для формирования ПБР, удовлетворяющего в этот час остальным, кроме подпунктов 2) и 3) п.5.1, условиям настоящего Регламента, СО вправе изменить состав выбранного оборудования с целью выполнения ограничений подпункта 4) п. 5.1 настоящего Регламента к рассматриваемому часу.

5) Если для определенного операционного часа не удается выполнить действия предыдущего подпункта, несмотря на то, что СО максимально расширяет пределы регулирования (сокращая до минимума объемы регулировочной инициативы на данный час), СО имеет право в установленном порядке ввести ограничения потребления и/или изменить ограничения на перетоки по сечениям экспортно-импортных операций и проводит конкурентный отбор и определение диспетчерских объемов, индикаторов стоимости и цен балансирования на данный операционный час с учетом введенных ограничений.

ПБР обеспечивает при расчете установившихся электрических режимов баланс производства и прогнозного потребления с учетом потерь и всех системных ограничений, заданных СО в актуализированной расчетной модели.

2) Сформированные в ПБР диспетчерские объемы должны отвечать требованиям, указанным в п.п. 5.1. и 5.2. настоящего Регламента, за исключением случаев, предусмотренных положениями п. 5.3 настоящего Регламента, для данной ГТП на соответствующий час операционных суток.

3) Диспетчерский объем равен объему электрической энергии, производимому в данный час с помощью включенного в ПБР значения мощности на конец рассматриваемого часа (на середины получасовых интервалов – для 2-й неценовой зоны), для всех ГТП генерации, в т.ч. отрицательной генерации ГАЭС, и объектов управления, относящихся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, а также для тех ГТП потребления, по которым прошли оперативные ценопринимающие заявки, поданные совместно с заявкой по ГТП генерации согласно Регламента подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и ГТП экспорта/импорта, по которым прошли оперативные ценопринимающие заявки, при выполнении условий подпункта «в» п.1) настоящего Регламента, за исключением:

а) получения признака дисквалификации на данный час по причине отсутствия связи в соответствии с Приложением №2 к Регламенту оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение №9 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) при наличии подтверждения о получении УДГ в отношении этого часа – тогда вместо ПБР в определении диспетчерского объема разрешается использование УДГ;

б) отнесения дисквалифицированной ГТП генерации (и/или объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой) к работающим по «постоянному» графику, прогноз которого выполняется СО в соответствии с п. 3.1 Регламента оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение №9 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) – в этом случае диспетчерский объем не определяется и полагается равным плановому почасовому производству (потреблению).

в) принятия в ПБР объемов, превышающих плановое почасовое производство и не превышающих величину технологического минимума по РГЕ, заявленного Участником и учтенного СО на соответствующий час операционных суток, – в этом случае диспетчерский объем полагается КО равным плановому почасовому производству, увеличенному до объема в ценовой заявке Участника, отнесенного к узлу данной РГЕ, параметр цены по которому не превосходит индикатора БР в соответствующем узле расчетной модели.

4) Для остальных ГТП (потребления, экспорта и импорта) диспетчерский объем не определяется и полагается равным плановому почасовому потреблению за исключением случаев ввода в установленном порядке аварийных ограничений или отключений – тогда диспетчерский объем определяется по результатам работы специальной комиссии, созданной для расследования аварийной ситуации, и/или случаев наступления условий подпункта 4) п.5.3 настоящего Регламента – тогда диспетчерский объем определяется с учетом введенных ограничений потребления и изменений перетоков.

В случае если Участник оптового рынка в отношении данной ГТП ценовую заявку не подавал или она была отклонена, диспетчерский объем полагается равным плановому почасовому производству.

Требования к программному обеспечению

СО осуществляет проведение конкурентного отбора ценовых заявок с целью определения индикаторов стоимости, цен на балансирование вверх (вниз) и диспетчерских объемов электрической энергии с использованием программного обеспечения, реализующего положения настоящего Регламента, Методики формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора БР, а также Математической модели расчета диспетчерских объемов электрической энергии, индикаторов и цен на балансирование вверх (вниз) в результате конкурентного отбора ценовых заявок БР в автоматическом режиме.

КО обеспечивает хранение исходной и полученной в результате расчетов информации в течение одного года с момента получения.

КО в течение двух месяцев после окончания расчета вправе осуществить выборочную проверку результатов расчета на соответствие всем перечисленным выше требованиям настоящего Регламента.

Перечень информации

По результатам проведения конкурентного отбора БР СО передает КО соответствующие диспетчерским объемам составляющие величины отклонений по внешней инициативе (далее – плановые объемы внешних инициатив), рассчитанные в соответствии с требованиями настоящего Регламента, а также информацию, указанную в подпунктах 1, 2 и 4 раздела 2 настоящего Регламента.

СО передает в КО полученные от Участников оптового рынка и использованные при проведении конкурентного отбора оперативные ценопринимающие заявки и величины изменения пределов регулирования по регулировочной инициативе с разделением на собственную и внешнюю составляющие.

В связи с переводом расчетов во второй ценовой зоне на время первой ценовой зоны СО передает КО выше приведенную информацию за операционные сутки 01.12.2007 г. в два этапа:

- В отношении 1–24 часа операционных кемеровских суток 01.12.07 г. с привязкой к московскому времени, что соответствует 21–24 часу суток 30.11.07 г. и 1–20 часу суток 01.12.07 г. по московскому времени.

- В отношении 1–24 часа операционных суток 01.12.07 г. по московскому времени, что соответствует 1-24 часу 01.12.07 г. времени первой ценовой зоны.

СО передает в КО перечень ГТП, по которым при проведении конкурентного отбора на данный час был учтен признак дисквалификации.

Порядок обмена информацией

СО до 16 часов 00 минут по времени ценовой зоны суток (Х+3 рабочих дня), где Х – операционные сутки, передает КО в электронном виде с использованием специализированного программного обеспечения информацию, указанную в п. 6.1. настоящего Регламента. При этом СО дополнительно обеспечивает передачу информации, указанной в пп. 2 пункта 2 настоящего Регламента, не позднее 3-го календарного дня месяца, следующего за расчетным. Под временем передачи информации принимается время подтверждения в установленном порядке подлинности электронной цифровой подписи.

Если в КО Системным оператором была передана информация, не соответствующая согласованному формату, СО имеет право в период времени между сутками (Х+3 рабочих дня) и 6-м календарным днем месяца, следующего за расчетным, внести корректировки в передаваемые данные, за исключением информации, указанной в пп.2 пункта 2 настоящего Регламента.

КО с 1 февраля 2007 года осуществляет процедуру входного контроля информации на выполнение требований договора о присоединении к торговой системе к порядку проведения отбора ценовых заявок в БР и определения индикаторов стоимости и цен для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов за исключением часов, в которых применялись специальные случаи процедуры расчета результатов конкурентного отбора, описанные в п. 5.3 настоящего Регламента, по следующим критериям:

1) индикаторы стоимости одинаковы для всех диспетчерских объемов электрической энергии, отнесенных к одному узлу расчетной модели;

2) индикатор стоимости не ниже цены, указанной поставщиком электрической энергии в ценовой заявке на объем, включенный в диспетчерский объем электрической энергии для данного поставщика;

3) индикатор стоимости не ниже цены, указанной участником с регулируемым потреблением в ценовой заявке на планирование объема потребления в отношении ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, подаваемой только для участия в процедуре конкурентного отбора БР, на объем электрической энергии, включенный в диспетчерский объем электрической энергии для данного потребителя;

4) цена для балансирования системы при увеличении объемов - максимальная величина из индикатора стоимости и равновесной цены на сутки вперед в соответствующем узле расчетной модели;

Перечень информации

СО не позднее, чем за 10 минут до начала операционного часа размещает на своем официальном сайте в сети интернет сводную информацию о результатах конкурентного отбора БР, включающую:

- сводные индексы и показатели по результатам конкурентного отбора, в том числе, прогнозные на 6 часов вперед;

а также для каждого Участника оптового рынка в отношении каждой зарегистрированной для него ГТП и (или) объекта управления, отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, по которым были поданы ценовые заявки для участия в процедуре конкурентного отбора БР, персонифицированные результаты участия, включающие в себя

- объемы электроэнергии, включенные в диспетчерские объемы, и, в случае если ГТП отнесена к нескольким узлам расчетной модели, с указанием разбивки этих объемов на объемы электроэнергии, отнесенные к каждому узлу расчетной модели, и установленные в этих узлах индикаторы и цены на балансирование вверх (вниз);

- плановые объемы внешних инициатив с выделением в них объемов, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам;

- признак дисквалификации или его отсутствие;

- принятые в расчете пределы регулирования с указанием параметров их изменения по регулировочной инициативе (внешней и собственной);

для каждого Участника оптового рынка в отношении каждой зарегистрированной для него ГТП потребления персонифицированную информацию о результатах конкурентного отбора БР (в том числе, прогнозную на шесть часов вперед), включающую в себя:

- индикаторы и цены в отношении данной ГТП на балансирование вверх (вниз).

СО не позднее, чем за 10 минут до начала операционного часа размещает на своем официальном сайте в сети интернет сводную информацию о результатах конкурентного отбора БР, включающую:

- сводные индексы и показатели по результатам конкурентного отбора, рассчитываемые на основании методик, утверждаемых Наблюдательным советом НП «Совет рынка», в том числе, прогнозные на 6 часов вперед - в открытом доступе;

- в отношении каждого операционного часа - средневзвешенные значения цен на балансирование верх и вниз для каждой ОЭС - в открытом доступе.

а также для каждого Участника оптового рынка в персональном разделе официального сайта БР в отношении каждой зарегистрированной для него ГТП и (или) объекта управления, отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, по которым были поданы ценовые заявки для участия в процедуре конкурентного отбора БР, персонифицированные результаты участия, включающие в себя

- объемы электроэнергии, включенные в диспетчерские объемы, и, в случае если ГТП отнесена к нескольким узлам расчетной модели, с указанием разбивки этих объемов на объемы электроэнергии, отнесенные к каждому узлу расчетной модели, и установленные в этих узлах индикаторы и цены на балансирование вверх (вниз);

- плановые объемы внешних инициатив с выделением в них объемов, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам;

- признак дисквалификации или его отсутствие;

- принятые в расчете пределы регулирования с указанием параметров их изменения по регулировочной инициативе (внешней и собственной);

- информацию о ПБР для каждой режимной генерирующей единицы и каждого объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой Участника оптового рынка;

- прогнозные значения индикаторов стоимости и цен на балансирование вверх (вниз) в узлах, относящихся к данному Участнику оптового рынка;

для каждого Участника оптового рынка в отношении каждой зарегистрированной для него ГТП потребления персонифицированную информацию о результатах конкурентного отбора БР (в том числе, прогнозную на шесть часов вперед), включающую в себя:

- индикаторы и цены в отношении данной ГТП на балансирование вверх (вниз).

КО до 18 часов 30 минут времени ценовой зоны 18-го числа месяца, следующего за расчетным, размещает на своем официальном сайте в сети Интернет сводную информацию о результатах конкурентного отбора БР за расчетный месяц, включающую: