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

1) Согласно Правилам оптового рынка переходного периода оптового рынка электрической энергии составляющая величина отклонения по внешней инициативе, полученная в результате конкурентного отбора ценовых заявок БР (далее - ИВ1) для ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой в отношении объектов управления, по которым определяется диспетчерский объем согласно п. 5.4 настоящего Регламента и по которым на данный час не было собственных регулировочных инициатив, определяется как разность между диспетчерским объемом и плановым почасовым производством (потреблением) Участника оптового рынка. При этом, если разность положительная, то говорят о внешней инициативе на увеличение, а если отрицательная, то – на снижение.

Для ГТП потребления ГАЭС ИВ1 определяется как разность диспетчерского объема и торгового графика.

При наличии собственной регулировочной инициативы вниз, учтенной в расчете ПБР, плановая составляющая отклонений по внешней инициативе определяется СО исходя из следующего:

- если собственная регулировочная инициатива снижает Рмакс до ТГ (не ниже), то ИВ1 определяется без учета собственной регулировочной инициативы вниз,

- если собственная регулировочная инициатива снижает Рмакс ниже ТГ, то ИВ1 равна разности между диспетчерским объемом и сниженным на собственную регулировочную инициативу Pmax.

При наличии собственной регулировочной инициативы вверх, учтенной в расчете ПБР, величина ИВ1 определяется СО исходя из следующего:

- если собственная регулировочная инициатива увеличивает Рмин до ТГ (не выше), то ИВ1 определяется без учета собственной регулировочной инициативы вверх,

- если собственная регулировочная инициатива увеличивает Рмин выше ТГ, то ИВ1 равна разности между диспетчерским объемом и увеличенным на собственную регулировочную инициативу Pмин.

2) Необходимость сглаживания ПБР для получения УДГ формирует составляющую величину отклонения по внешней инициативе, не запланированной в конкурентном отборе БР – ИВ0-1, и равной разности между объемами электроэнергии, задаваемыми в ПБР и УДГ, для всех ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой в отношении объектов управления.

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.

ПЕРЕДАЧА ИНФОРМАЦИИ О РЕЗУЛЬТАТАХ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА В КО

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;