Определение величины отклонений и инициатив

2.1. Порядок определения величины отклонений

Величина отклонения определяется КО для ГТП генерации, ГТП потребления, ГТП экспорта и ГТП импорта, зарегистрированной за Участником оптового рынка в соответствии с «Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка» для каждого часа операционных суток.

При этом, в случае, если для Участника оптового рынка, производящего и потребляющего электроэнергию, группы точек поставки, отнесенные к территории неценовой зоны оптового рынка, не разделены на ГТП генерации и ГТП потребления, отклонения определяются отдельно по суммарному производству и по потреблению электроэнергии данным Участником оптового рынка.

Для ГТП отклонение () определяется как разность между фактическим объемом производства (потребления) электроэнергии (), полученным в соответствии с Регламентом коммерческого учета электроэнергии и мощности (Приложение № 11 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и полным плановым объемом производства (потребления) электроэнергии в ГТП ():

= -

Где принимается равным:

- для ГТП генерации , рассчитанным в соответствии с п. 2.2.2. Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение №8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка),

- для ГТП потребления определяется следующим образом:

= - +

Где

 

- полный плановый объем потребления в ГТП потребления, в ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, в ГТП потребления поставщика, определенный в соответствии с п. 2.3.2. Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение №8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка),

- полный плановый объем производства электроэнергии блок-станций либо иных генерирующих объектов, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрированы ГТП генерации (), отнесенных к энергорайону ГТП потребления таких участников и определенных в соответствии с п. 2.3.4. Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение №8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)

= - плановый объём расчётных нагрузочных потерь электроэнергии в сетях региональной сетевой компании «r» в час операционных суток «h», определенный в соответствии с п. 4.2.5 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение №8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) – определяется для Участника оптового рынка, являющегося энергоснабжающей организацией (гарантирующим) поставщиком,

= [МВт.ч] – плановый объем расчётных нагрузочных потерь электроэнергии в сетях энергорайона участника оптового рынка соответствующему либо ГТП потребления поставщика, либо ГТП потребления участника оптового рынка, не являющегося энергоснабжающей организацией (гарантирующим поставщиком), в энергорайоне «R» для участника «i» в час операционных суток «h», определенный в соответствии с п. 4.2.6 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение №8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)

2.1.1. Порядок определения величины отклонений в неценовых зонах оптового рынка

Для ГТП потребления энергосбытовой организации (гарантирующего поставщика), осуществляющих функции энергоснабжения в неценовых зонах оптового рынка, объем отклонений () определяется как разность между скорректированным фактическим объемом потребления электроэнергии (), определенным КО в соответствии с п. 11 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и заявленным в соответствии с Регламентом функционирования участников на территории неценовых зон оптового рынка (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) плановым почасовым потреблением в соответствующей ГТП потребления энергосбытовой организации (гарантирующего поставщика) (), уменьшенным на величину планового почасового объема производства объектов генерации (), отнесенных к энергорайону ГТП потребления таких участников, и не входящих в их ГТП генерации:

.

Для ГТП потребления Участника оптового рынка, отнесенной ко второй неценовой зоне и включающей ВЭ, величина отклонения () определяется как разность между скорректированным фактическим объемом потребления электроэнергии (), определенным КО в соответствии с п. 11 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), включающим в том числе объемы потребления в основном и внезональном энергорайонах, определенные КО в соответствии с Регламентом коммерческого учета электроэнергии и мощности (Приложение № 11 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и суммой заявленного в соответствии с Регламентом функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) значения планового почасового потребления основного энергорайона Участника оптового рынка () и значения заявленного суммарного поузлового потребления ВЭ () по данной ГТП:

.

Для ГТП потребления прочих Участников оптового рынка (в т.ч. и ГТП потребления поставщиков), отнесенных к неценовым зонам, величина отклонений () определяется как разность между скорректированным фактическим объемом потребления электроэнергии (), определенным КО в соответствии с п. 11 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и заявленным в соответствии с Регламентом функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) плановым почасовым потреблением ():

Для ГТП генерации Участников оптового рынка, отнесенных к территории неценовых зон, величина отклонений () определяется как разность между фактическим объемом производства электроэнергии (), полученным в соответствии с п. 11 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и плановым диспетчерским графиком, определенным СО для данной ГТП генерации в соответствии с разделом 4 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) ( ):

Для сечений экспорта-импорта Участников оптового рынка, осуществляющих экспортно-импортную деятельность, расположенных на границах субъектов РФ, территории которых не объединены в ценовые зоны оптового рынка, величина отклонений () по каждому сечению определяется как разность между фактическим объемом перетока электроэнергии по этому сечению (), полученным в соответствии с Регламентом коммерческого учета электроэнергии и мощности (Приложение № 11 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и согласованным плановым объемом перетока по указанному сечению, определенным СО в соответствии с разделом 4 Регламента функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) ():

 

Виды инициатив отклонений

Величина отклонения, определенная в соответствии с п.2.1 настоящего регламента может быть отнесена к одной или нескольким составляющим величинам отклонений.

Каждая составляющая величина отклонения должна быть отнесена к одному из следующих видов инициатив:

- составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ИВ1 (), определяемая режимом производства (потребления) для ГТП Участников оптового рынка, отнесенных к территории ценовой или неценовой зоны Архангельска, неценовой зоны Коми, заданным регулярными диспетчерскими командами, являющимися результатом конкурентного отбора при балансировании системы и равная разнице между диспетчерским объемом электроэнергии и плановым объемом производства (потребления) электроэнергии;

- составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ИВ0 (), определяемая режимом производства (потребления) заданным внеплановыми диспетчерскими командами, являющимися результатом компенсации отклонений, неучтенных при проведении конкурентного отбора для балансирования системы в ценовых зонах и в неценовой зоне Архангельска, неценовой зоне Коми, и равная разнице между объемом электроэнергии, определяемым указанными командами, и объемом, ранее заданным регулярными диспетчерскими командами, а при их отсутствии (в т.ч. для второй неценовой зоны), плановым объемом производства (потребления) электроэнергии;

- составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ИВ0-1 (), обусловленная формированием диспетчерского графика;

- составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВК (,), определяемая диспетчерскими командами, являющимися результатом компенсации отклонений по потреблению электроэнергии в ГТП потребления в результате подачи оперативных ценопринимающих заявок в соответствии с подпунктом 1 п. 7.2 Регламента подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

- составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ИВА (), определяемая режимом производства (потребления) заданным управляющими воздействиями противоаварийной и (или) режимной автоматики, командами (распоряжениями) на изменение режима потребления, включая ввод графиков временного отключения, а также графиков ограничения потребления, и равная разнице между объемом электроэнергии, определяемым указанными воздействиями, и объемом, ранее заданным внеплановыми диспетчерскими командами, при их отсутствии ― регулярными диспетчерскими командами, при отсутствии последних ― плановым объемом производства (потребления) электроэнергии;

- составляющая величины отклонения, относимая на собственную инициативу ИС () определяется как величина отклонения, уменьшенная на сумму составляющих величин отклонений по внешней инициативе;

- составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ИВ_ОН (), определяемая режимом поставки электроэнергии в отдельные энергорайоны на территории России, временно работающие изолированно от ЕЭС России параллельно с зарубежной энергосистемой или ее частью (при отключении всех электрических связей с ЕЭС России), определяется как зарегистрированная величина отклонения, отнесенная на ГТП импорта, по которой осуществлялась такая поставка;

- составляющая величина отклонения, относимая на собственную инициативу ИС_ОН (), определяемая режимом поставки электроэнергии в отдельные энергорайоны на территории России, временно работающие изолированно от ЕЭС России параллельно с зарубежной энергосистемой или ее частью (при отключении всех электрических связей с ЕЭС России), определяется как величина отклонения, уменьшенная на сумму составляющих величин отклонений по внешней инициативе;

- составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ИВ_ПР (), определяемая режимом поставки электроэнергии в рамках оказания взаимопомощи в режиме параллельной работы ЕЭС России и зарубежных энергосистем, определяется как зарегистрированная величина отклонения, отнесенная ГТП экспорта и (или) на ГТП импорта, зарегистрированные на сечениях экспорта-импорта, расположенных на границах ценовых зон оптового рынка, по которым осуществлялась такая поставка;

- составляющая величина отклонения, относимая на собственную инициативу (), определяемая режимом поставки электроэнергии в рамках оказания взаимопомощи в режиме параллельной работы ЕЭС России и зарубежных энергосистем, рассчитанная КО в соответствии с п. 2.4.7.2 настоящего Регламента.

При расчете объемов, инициатив и стоимости отклонений по ГТП участников в ценовых зонах оптового рынка КО не учитываются оперативные ценопринимающие заявки на изменение объемов производства в сторону увеличения со значением объема электроэнергии (до величины которого Участник оптового рынка в ГТП генерации согласен увеличить объем производства независимо от цен, формируемых в результате конкурентного отбора балансирующего рынка в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) ниже объема генерации, соответствующего суммарному нижнему пределу регулирования генерирующего оборудования по РГЕ, включенным в данную ГТП, учтенного при проведении конкурентного отбора для балансирования системы ().

 

Внешняя инициатива ИВ1

Составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ1 () определяется в отношении узлов расчетной модели, отнесенных к: ГТП генерации, ГТП импорта, ГТП экспорта, ГТП потребления ГАЭС и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, расположенных на территории ценовой зоны или неценовой зоны Архангельска, неценовой зоны Коми, ― для каждого часа операционных суток. Объем внешней инициативы ИВ1 определяется СО в результате формирования Плана БР – далее ПБР. Величина ИВ1 определяется как разница между диспетчерским объемом () электроэнергии, определенным в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение № 10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)и плановым объемом производства (потребления) () электроэнергии, определенным в соответствии с Регламентом расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), с учётомзафиксированной собственной регулировочной инициативы (), определяемой в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение № 10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Если =0, то =-.

Если ≠0 или ≠0, то величина отклонения по внешней инициативе корректируется КО следующим образом:

· в случае если >и =0: =-;

· в случае если >и ≠0: = max(0;- ; ),

где − объем, производимый с использованием технологического значения минимальной мощности (в случае отсутствия технологического значения минимальной мощности, с использованием технического значения минимальной мощности), которую Участник оптового рынка должен предоставить в данный час в данной ГТП генерации или на объекте управления участника в ГТП;

· при <: =- min(; ),

где − объем, производимый с использованием технологического значения максимальной мощности (в случае отсутствия технологического значения максимальной мощности, с использованием технического значения максимальной мощности), которую Участник оптового рынка готов предоставить в данный час в данной ГТП;

· при =: =0.

Величина определяется следующим образом:

• для ГТП генерации , где рассчитывается в соответствии с п. 2.2.2 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

для объекта управления в ГТП потребления с регулируемой нагрузкой: = , где − полный плановый объем производства электроэнергии блок-станций либо иных генерирующих объектов, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрированы ГТП генерации, отнесенных к энергорайону ГТП потребления с регулируемой нагрузкой таких участников и определенных в соответствии с п. 2.3.4. Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Для определения расчетных показателей стоимости отклонения ИВ1 используется суммарная величина внешних инициатив ИВ1, определенная КО в отношении каждой ГТП генерации, ГТП импорта Участника оптового рынка, ГТП потребления ГАЭС и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой Участника оптового рынка на основе величин ИВ1, зафиксированных СО в отношении узлов расчетной модели к которым отнесены ГТП генерации, ГТП импорта и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой.

=

Для ГТП потребления ГАЭС составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ1 () определяется в отношении узлов расчетной модели, отнесенных к ГТП генерации ГАЭС для каждого часа операционных суток в те часы, когда плановые почасовые объемы генерации ГАЭС имеют отрицательные значения. Величина ИВ1 определяется как разница между диспетчерским объемом электроэнергии и плановым объемом производства электроэнергии, принятая с обратным знаком.

В случае, если величина ТГ < 0 для ГАЭС и ИВ1<0, то величина отклонений для ГТП потребления ГАЭС

В случае, если величина ТГ < 0 для ГАЭС и ИВ1 0, при этом ИВ1 < |ТГ|, то величина отклонений на уменьшениедля ГТП потребления ГАЭС

В случае, если величина ТГ < 0 для ГАЭС и ИВ1 0, при этом ИВ1 |ТГ|, то фиксируется величина отклонений для ГТП потребления ГАЭС и для ГТП генерации ГАЭС

Внешняя инициатива ИВ0-1

Составляющая величина отклонения, обусловленная формированием диспетчерского графика () определяется Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение №10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой ИВ0-1 фиксируется СО в отношении объекта управления. Если объектом управления является режимная генерирующая единица, то составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ0-1 принимается к расчету с обратным знаком.

Составляющая величина отклонения ИВО-1 регистрируются СО:

- для ГТП, отнесенных к ценовым зонам и неценовой зоне Архангельска, неценовой зоне Коми оптового рынка ― в соответствии с положениями, установленными Регламентом оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение № 9 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

- для ГТП генерации, отнесенных к территории второй неценовой зоны – в соответствии с Регламентом функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Величины отклонения, связанные с формированием диспетчерского графика из значений активной мощности, рассчитанных СО в отношении середины получасовых интервалов, суммируются в расчетном часе.

Для определения расчетных показателей стоимости отклонения используются величины внешних инициатив ИВ0-1, определенные СО в отношении ГТП генерации и в отношении объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой Участника оптового рынка для каждого часа операционных суток.

Для ГТП потребления ГАЭС ИВ0-1 фиксируется СО в отношении режимных генерирующих единиц, соответствующих ГТП генерации ГАЭС. При этом, в часы когда плановые почасовые объемы генерации ГАЭС имеют отрицательные значения величина ИВ0-1 принимается к расчетам объемов и стоимости отклонений с обратным знаком.

Внешняя инициатива ИВ0

Составляющая величина отклонения по внешней инициативе () определяется в отношении ГТП генерации, ГТП импорта, ГТП экспорта, ГТП потребления ГАЭС и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой для каждого часа операционных суток. Составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ0 определяется СО как изменение генерации (потребления), заданного диспетчерскими командами СО.

Для ГТП генерации, а также ГТП потребления ГАЭС, входящих в состав группового объекта управления (ГОУ), в часы, когда данное ГОУ участвует в регулировании по входящим в ГОУ ГТП генерации/ГТП потребления ГАЭС (СО в соответствии с требованиями настоящего пункта присвоен соответствующий признак), весь объем отклонения фактической поставки (покупки ― для ГАЭС) электроэнергии от объема, определенного в ПБР, относится на внешнюю инициативу ИВ0, за исключением:

– той его части, которая обусловлена ограничениями диапазона регулирования активной мощности по техническим причинам;

– той его части, которая обусловлена некорректной работой систем автоматического регулирования, устанавливаемой в соответствии с Регламентом определения готовности генерирующего оборудования участников оптового рынка к выработке электроэнергии (Приложение № 13 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

– той его части, которая обусловлена исполнением соответствующей диспетчерской команды в неполном объеме, устанавливаемой в соответствии с Регламентом определения готовности генерирующего оборудования участников оптового рынка к выработке электроэнергии (Приложение № 13 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Признак участия в регулировании присваивается ГОУ в часы, в отношении которых выполняется хотя бы одно из следующих условий:

а) для данного ГОУ действуют диспетчерские команды на изменение активной мощности (причина возникновения команды ― участие во вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности);

б) данное ГОУ находится под управляющим воздействие систем АРЧМ;

в) объект генерации, которому соответствует данное ГОУ, является регулирующим частоту в случае выделения на изолированную работу энергорайонов в одной или нескольких операционных зонах диспетчерского управления, что подтверждено соответствующей командой;

г) изменение нагрузки ГОУ происходит вследствие воздействия режимной и противоаварийной автоматики, а также релейной защиты, которая работала по причине внешнего фактора по отношению к ГОУ (включая воздействие систем ОПРЧ и т.п.), в том числе в случае, если при этой работе противоаварийной автоматики и релейной защиты произошло отключение генерирующего оборудования;

д) для данного ГОУ действуют диспетчерские команды, отдаваемые в целях предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима;

е) оборудование данного ГОУ участвовало в плановых специальных испытаниях в соответствии с согласованными с СО программами испытаний и разрешенными диспетчерскими заявками на проведение указанных испытаний. Отнесение испытаний к плановым специальным испытаниям осуществляется в соответствии с Регламентом определения готовности генерирующего оборудования участников оптового рынка к выработке электроэнергии (Приложение № 13 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

ж) агрегаты, входящие в состав данного ГОУ (включающего ГТП потребления ГАЭС, не являющихся ГТП потребления поставщика), работают в режиме синхронного компенсатора.

Если ГОУ, которому СО присвоен признак участия в регулировании, представлен несколькими ГТП генерации, которые принадлежат одной электростанции Участника оптового рынка, то в часы когда ГОУ участвует в регулировании (СО присвоен соответствующий признак), составляющие величины отклонений по внешней и собственной инициативе, должны быть определены суммарно, как алгебраические суммы рассчитанных внешних инициатив ИВ0 в каждой ГТП:

, (1)

, где(2)

n – число ГТП генерации электростанции.

Если СО была зафиксирована команда, отданная Участнику оптового рынка суммарно для нескольких групп точек поставки генерации – групповому объекту управления, то СО после отдачи команды на увеличение (уменьшение) производства электроэнергии суммарно для нескольких групп точек поставки генерации (группового объекта управления) должен осуществить разнесение данной команды между ГТП, входящими в данный групповой объект управления. При этом:

СО осуществляет однонаправленное распределение объема команды по ГОУ между ГТП, входящими в данный объект управления в соответствии с заявленными Участником оптового рынка значениями команд ИВ0 по каждой ГТП генерации в случае выполнения следующих условий:

Участник рынка обеспечил СО предоставление данных о распределении команды по ГТП генерации, и данных по активной мощности генераторов, позволяющих контролировать исполнение команд,

Участник оптового рынка распределил команду СО между ГТП, входящими в данный объект управления таким образом, что составляющие величины отклонения, обусловленные командой СО в каждой ГТП однонаправлены с командой СО по групповому объекту управления,

сумма отклонений по всем ГТП, входящим в ГОУ равна суммарному отклонению, заданному командой СО по ГОУ;

при невыполнении указанных условий СО имеет право осуществить разнесение команды ИВО по ГТП генерации, относящихся к данному групповому объекту управления, пропорционально значению максимальной рабочей мощности генерирующего оборудования (Pmax) в соответствующей ГТП генерации в соответствующий час.

Для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой ИВ0 фиксируется СО в отношении объекта управления. Если объектом управления является режимная генерирующая единица, то составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ0 принимается КО к расчету с обратным знаком.

Диспетчерские команды доводятся до объектов управления и регистрируются СО в соответствии с положениями, установленными Регламентом оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение № 9 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

В случае если в отношении ГОУ, к которой принадлежит ГАЭС, СО не был присвоен признак участия в регулировании, величина ИВ0 в соответствующие часы рассчитывается следующим образом:

В часы, когда плановые почасовые объемы генерации ГАЭС имеют отрицательные значения, величина ИВ0 принимается к расчетам объемов и стоимости отклонений с обратным знаком.

В случае если величина ТГ + ИВ1 < 0 для ГАЭС и ИВ0<0, то величина отклонений для ГТП потребления ГАЭС.

В случае если величина ТГ + ИВ1 < 0 для ГАЭС и ИВ0 0, при этом ИВ0 < |ТГ+ИВ1|,то величина отклонений на уменьшениедля ГТП потребления ГАЭС.

В случае если величина ТГ + ИВ1 < 0 для ГАЭС и ИВ0 0, при этом ИВ0 |ТГ+ИВ1|,то фиксируется величина отклонений для ГТП потребления ГАЭС и для ГТП генерации ГАЭС.

Для определения расчетных показателей стоимости отклонения используются величины внешних инициатив ИВ0, определенные в отношении ГТП генерации, ГТП потребления ГАЭС и для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой Участника оптового рынка для каждого часа операционных суток.

Внешняя инициатива ИВК

Составляющая величина отклонения по внешней инициативе () определяется в отношении ГТП генерации и ГТП потребления для каждого часа операционных суток, в соответствии с Регламентом конкурентного отбора заявок в секторе отклонений и определения почасовых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка для участников, чьи ГТП отнесены к ценовым зонам оптового рынка. Составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВК может быть определена в ГТП потребления только в случае одновременной фиксации на тот же объем внешней инициативы ИВ1 и (или) ИВ0 в отношение ГТП генерации, по которой подана соответствующая оперативная ценопринимающая заявка. Отдельная оплата составляющей величины отклонения по внешней инициативе ИВК в ГТП генерации не предусматривается, она оплачивается в рамках зафиксированных ИВ1 и (или) ИВ0.

Для определения расчетных показателей стоимости в ГТП потребления используется составляющие величины отклонений ИВК распределенные КО по узлам расчетной модели, к которым отнесена данная ГТП Участника пропорционально плановым объемам потребления электроэнергии, рассчитанным КО для данных узлов.

Внешняя инициатива ИВA

Составляющая величина отклонения по внешней инициативе () определяется в отношении ГТП генерации, ГТП импорта и ГТП экспорта, ГТП потребления ГАЭС и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой для каждого часа операционных суток, а также ГТП потребления, к которым отнесены энергопринимающие установки, режим электропотребления которых был изменен, в том числе при вводе графиков аварийного ограничения режима потребления. Составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВА определяется СО как изменение генерации (потребления), обусловленное управляющими воздействиями противоаварийной и режимной автоматики из-за внешнего для электроэнергетического объекта Участника оптового рынка события, участием в противоаварийном регулировании, а также вводом графиков аварийного ограничения потребления.

Для ГТП экспорта, ГТП импорта, ГТП потребления, за исключением ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВА определяется СО при снижении поставок электроэнергии из-за:

- аварийных отключений;

- действия противоаварийной и режимной автоматики;

- ввода графиков временного отключения

на основании подписанного акта расследования аварии (технологического нарушения), представленного в СО не позднее чем через 60 суток со дня прекращения снижения поставок электроэнергии по указанным причинам.

В течение 3 рабочих дней с даты получения акта расследования аварии (технологического нарушения) СО обязан предоставить в КО указанный акт и величину внешней инициативы ИВА.

Для ГТП экспорта, ГТП импорта, ГТП потребления, за исключением ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВА при снижении поставок электроэнергии из-за ввода СО графиков ограничения потребления, введенных после 01.07.2007 года, определяется следующим образом:

в случае ввода СО в порядке, установленном Правительством РФ, графиков ограничения потребления, за исключением ограничений потребления, введенных до 13-00 суток Х-1 и (или) введенных для проведения плановых ремонтов сетевого оборудования, СО регистрирует и передает в КО объем заданных ограничений, период и территории их ввода.

По каждому факту ввода СО ограничений, за исключением ограничений потребления, введенных до 13-00 суток Х-1 и (или) введенных для проведения плановых ремонтов сетевого оборудования, соответствующая сетевая организация представляет в СО акт о почасовых объемах введенных ограничений. На основании вышеуказанного акта, представленного в СО не позднее чем через 60 суток со дня прекращения снижения поставок электроэнергии по указанным причинам, СО определяет значение:

= min (V зад.СО, Vр),

где

V зад.СО – объем ограничений, заданный Системным оператором по территориям или питающим центрам;

Vр – объем введенных ограничений, указанный в акте о почасовых объемах введенных ограничений.

В случае если ограничения потребления были введены СО до 13-00 суток Х-1 и (или) для проведения плановых ремонтов сетевого оборудования не регистрируется, СО обязан предоставить в КО величину и копию актов, представленных сетевой организацией.

КО проводит дорасчет значения, представленного СО, по формуле:

= max {0, min (|СО|, ТГ – Vфакт)},

где (Vфакт) – фактическое значение потребления в соответст