Определение объемов покупки (продажи) электроэнергии цфр по нерегулируемым ценам

Объем покупки электроэнергии в целях компенсации потерь, подлежащий оплате по нерегулируемым ценам на балансирующем рынке за час h () для территории субъекта РФ F определяется как:

= max( -;0).

Объем продажи электроэнергии в целях компенсации потерь, подлежащий оплате по нерегулируемым ценам на балансирующем рынке за час h () для территории субъекта РФ F определяется как:

= max(- ;0),

где − объем покупки электрической энергии в целях компенсации потерь, подлежащий оплате по нерегулируемой цене, находящихся на территории субъекта РФ F определяемый в соответствии с п. 8.5.2.4 Регламента финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (Приложение № 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

,

где [МВт∙ч] – суммарный объём покупки электрической энергии в целях компенсации потерь в отношении субъекта Российской Федерации у Участников оптового рынка по договорам комиссии на продажу электрической энергии по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед по нерегулируемой цене, в отношении субъекта Российской Федерации F в час операционных суток h. Определяется в соответствии с п. 9.4 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).

[МВт∙ч] – суммарный объём продажи электрической энергии в целях компенсации потерь в отношении субъекта Российской Федерации участникам оптового рынка по договорам купли-продажи на покупку электрической энергии по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед по нерегулируемой цене, в отношении субъекта Российской Федерации F в час операционных суток h. Определяется в соответствии с п. 9.5 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).

2.6. Порядок и содержание информации, предоставляемой Системным оператором КО и Участникам оптового рынка по результатам присвоения инициатив

СО предоставляет КО в сутки (Х+3 рабочих дня, но не позднее 7-го календарного дня месяца, следующего за расчетным) в дополнение к передаваемой в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение №7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) следующую информацию:

1. в отношении ГТП, отнесенных к ценовым зонам оптового рынка:

- минимальные технические и технологические почасовые значения мощности по каждому узлу, к которому отнесены ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, заявленные Участником оптового рынка на этапе планирования ПДГ и ПБР;

- максимальные технические и технологические почасовые значения мощности по каждому узлу, к которому отнесены ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, заявленные Участником оптового рынка на этапе планирования ПДГ и ПБР;

- максимальные и минимальные почасовые значения мощности по каждому узлу, к которому отнесены ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, определенные СО на этапе планирования ПДГ и ПБР;

- по каждой ГТП генерации, а также ГТП потребления ГАЭС, входящим в ГОУ, и по объектам управления, относящимся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, ― составляющие величины отклонения по внешней инициативе ИВ0 и ИВА, определенные в соответствии с пп. 2.2.3, 2.2.5 настоящего Регламента, или признак участия в регулировании в часы, в отношении которых соответствующему ГОУ был присвоен указанный признак в соответствии с п. 2.2.3 настоящего Регламента;

- признак разворота оборудования (по ГТП генерации или объекту управления, относящемуся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой) с указанием часа действия признака;

- фактического прироста Рмах для данного часа;

- в отношении ГТП, отнесенных к ценовым зонам оптового рынка - разнесенные по узлам расчетной модели ценовые заявки на планирование объемов производства/потребления в отношении ГТП генерации (и ГТП потребления поставщика – для оперативных ценопринимающих заявок на планирование объемов производства/потребления, одновременно поданных поставщиками в отношении ГТП потребления поставщика и соответствующих ГТП генерации) и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой в соответствии с коэффициентами отнесения, рассчитанными на основе ПБР для соответствующего часа, в том числе разнесенные оперативные ценопринимающие заявки на изменение планового объема производства/потребления с указанием соответствующего признака;

2. в отношении ГТП, отнесенных к неценовым зонам оптового рынка:

- ценовые параметры, переданные Участником оптового рынка Системному оператору;

- максимальные и минимальные почасовые значения мощности по каждому узлу, к которому отнесены ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, заявленные Участником оптового рынка на этапе планирования ПДГ и УДГ (ПБР);

- максимальные и минимальные почасовые значения мощности по каждому узлу, к которому отнесены ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, определенные СО на этапе планирования ПДГ и УДГ (ПБР);

- составляющие величины отклонения по внешней инициативе ИВ0 и ИВА, определенные для часовых значений в соответствии с пп. 2.2.3, 2.2.5 настоящего Регламента по каждой ГТП генерации и объекту управления, относящемуся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой для каждого часа операционных суток или признак участия в регулировании в часы, в отношении которых соответствующему ГОУ был присвоен указанный признак в соответствии с п. 2.2.3 настоящего Регламента.

Объемные величины, являющиеся результатом проведения конкурентного отбора БР, применяются СО для расчета составляющих величин отклонений, осуществляемого в соответствии с настоящим Регламентом, с учетом требований о порядке округления указанных величин, установленных п. 6.1 Регламента проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение № 10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

В течение 3 (трех) рабочих дней с даты получения Системным оператором оптового рынка подписанного акта, указанного в п. 2.2.5 настоящего Регламента:

- составляющие величины отклонения по внешней инициативе ИВА по каждой группе точек поставки потребления.

Передача указанных в предыдущем абзаце данных участникам начинается Системным оператором в срок не позднее одного месяца с даты получения запроса на предоставление данных от участника рынка.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ (ПОЛОЖЕНИЯ) ДЛЯ РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ

Исходные данные для расчета стоимости электроэнергии в объемах отклонений для Участников оптового рынка

В основу расчета стоимости отклонений, соответствующего разнице между объемами фактического и планового почасового производства (потребления), принимаются составляющие величины отклонения, определенные в ГТП генерации Участников оптового рынка и в узлах расчетной модели, относящихся к ГТП потребления Участника оптового рынка, с определенными видами инициатив, полученные в соответствии с п. 2.2 настоящего Регламента (;,;;), величины отклонений , ,,, , ,,, полученные в соответствии с п. 2.4 настоящего Регламента.

При этом для ГТП, отнесенных к ценовой зоне оптового рынка, в случае если в ГТП генерации, ГТП импорта и ГТП экспорта или ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, в часе расчетного периода,, однонаправленные, то расчетные показатели стоимости определяются для каждой из составляющих величин отклонений.

Если в ГТП генерации, ГТП импорта и ГТП экспорта или ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, отнесенных к ценовой зоне, Участника оптового рынка в часе расчетного периода,, разнонаправленные, то расчетный показатель стоимости определяется для суммарной внешней инициативы, которая определяется как:

=++ (16)

При этомрасчетный показатель стоимости в данном часе определяется для суммарной внешней инициативы.

Далее для ГТП генерации, ГТП потребления, ГТП импорта и ГТП экспорта или ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, отнесенных к ценовым и неценовым зонам оптового рынка используются неотрицательные объемы отклонений:

; ;;;;

;; ; , , ,;

;;;;;

;; ; , , ,,;,

определенные как

=MAX(,0); =–MIN(,0),

где A=(ИВ1, ИВ0-1, ИВ0, ИВА, ИВК, ИС, ИВ, пар_раб, пар_раб_доп, ИВон, ИСон, ИВпр, ИСпр).

3.1.1. Определение суммарных объемов инициатив для целей расчета стоимости в неценовых зонах оптового рынка:

• Для ГТП генерации или ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, отнесенных к неценовым зонам оптового рынка, КО определяет величины отклонений , , , следующим образом:

,

 

 

,

 

где , – величины, определенные в соответствии с п. 2.2.6 настоящего Регламента.

 

• Для ГТП потребления, отнесенных к неценовым зонам оптового рынка, КО определяет величины отклонений , , , следующим образом:

;

;

 

• Для ГТП экспорта, ГТП импорта, отнесенных к неценовым зонам оптового рынка, КО определяет величины отклонений , , , , , , , следующим образом:

;

;

 

где , – величины, определенные в соответствии с п. 2.2.6 настоящего Регламента.

 

Примечание: по причине отсутствия в неценовых зонах оптового рынка, установленного ФСТ тарифа для оплаты отклонений, обусловленных параллельной работой энергосистемы, в целях расчета стоимости таких отклонений величины ; , , , определенные в соответствии с п. 2.4.3 настоящего Регламента, учитываются в составе отклонений по внешней инициативе , или , .

В случае если в отношении ГТП генерации/потребления ГАЭС СО не был присвоен признак участия в регулировании, величина ИВ в соответствующие часы суток рассчитывается следующим образом:

В отношении ГТП генерации типа ГАЭС для каждого часа суток в случае, если величина ТГ < 0 для ГАЭС и ИВ<0, то величина отклонений для ГТП потребления ГАЭС

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

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

 

При определении расчетных показателей стоимости объемы отклонений принимаются по абсолютному значению.

3.1.2. В целях определения расчетных показателей стоимости отклонений, используются ставки на балансирующую энергию, определенные по правилам, описанным в разделе 4 настоящего Регламента. Ставки формируются применением нижеследующих величин:

1) индикативная цена на электрическую энергию, утвержденная ФСТ России в отношении субъекта Российской Федерации «F» для покупателей - участников регулируемого сектора (в т.ч. для ГАЭС – в части покупки), утвержденные ФСТ России.

Примечание: в случае существования ГТП потребления, расположенной на территории двух и более субъектов РФ, в отношении которых приняты различные тарифно-балансовые решения, рассчитывается как средневзвешенная по величине сальдо-перетока без потерь ЕНЭС в утвержденном ФСТ годовом сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии в рамках Единой Энергетической Системы России в отношении данного участника;

2) тарифы на электрическую энергию, поставляемую на оптовый рынок электрической энергии (мощности), утвержденные ФСТ России; а в случае отсутствия утвержденной тарифной ставки на поставку применяется утвержденная тарифная ставка на покупку для данного Участника оптового рынка, а в случае отсутствия утвержденной тарифной ставки на электрическую энергию, тарифная ставка не применяется в расчете стоимости отклонений.

Для ГТП генерации с признаком «системный генератор» принимается равнымвеличинеТээ, определенной согласно подпункту g пункта 1.1 приложения 1 к Регламенту проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

В период действия введенного в установленном порядке государственного регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне, к которой отнесена данная электростанция, в качестве применяется величина , определенная согласно подпункту 10 данного пункта.

3) тарифы на электрическую энергию с учетом мощности, утвержденные уполномоченным органом,

4) цены на электрическую энергию и мощность утвержденные уполномоченным органом,

5) утвержденный уполномоченным органом власти тариф для держателя договора о параллельной работе. До установления специального тарифа для купли-продажи электрической энергии, обусловленной необходимостью технологического обеспечения совместной работы ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных государств, используются тариф, определенный на основе установленных для купли-продажи электрической энергии в целях экспорта/импорта и определенный для первой и второй зоны в отдельности как полусумма утвержденных уполномоченным органом значений тарифной ставки на электрическую энергию в целях экспорта в зарубежные энергосистемы, и тарифной ставки на электрическую энергию в целях импорта из зарубежных энергосистем;

6) – тариф на электрическую энергию, приобретаемую организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в целях компенсации потерь электрической энергии, утвержденный ФСТ России в отношении субъекта Российской Федерации F.

Примечание. в случае существования ГТП потребления, расположенной на территории двух и более субъектов РФ, в отношении которых приняты различные тарифно-балансовые решения, рассчитывается в соответствии с Регламентом финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (Приложение № 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

7) равновесные узловые цены, [руб./МВт.ч] –равновесная узловая цена электроэнергии в узле расчётной модели «n» в час операционных суток «h».определенная в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение №7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), в случае если равновесная цена на рынке на сутки вперед в узле (группе узлов (сечений)) считается неопределенной на основании п. 5.3. Регламента проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение №7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), то данный показатель в формировании ставки не участвует.

8) индикаторы стоимости диспетчерских объемов i, определенные в соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение №10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) для каждого узла расчетной модели,

9) индикаторы стоимости диспетчерских объемов для каждой ГТП Участника оптового рынка, определенные как сумма по всем узлам «g» расчетной модели, относящихся к данной ГТП «p» Участника «i», произведений индикатора диспетчерских объемов и коэффициента отнесения объема ПБР:

;

Где – коэффициент отнесения объема ПБР для ГТП генерации и для объекта управления, относящегося к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой – равен, для ГТП потребления.

=

Где–объем в отношении данного узла, определенный в результате проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы, а в случае если данный объем равен нулю или в случае отсутствия такого объема – объем в отношении данного узла, определенный в результате проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед.

- коэффициент отнесения объёмов потребления в группе точек поставки потребления к узлу расчётной модели, в группе точек поставки «p» к узлу расчётной модели «n» и определяется 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).

9.1) Для ГТП экспорта/импорта, зарегистрированных на сечениях экспорта-импорта, соответствующих перетокам между первой и второй ценовыми зонами (ценовой зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны):

 

,

где — индикаторы стоимости диспетчерских объемов по ГТП экспорта/импорта, зарегистрированным на таких сечениях;

— индикаторы стоимости диспетчерских объемов по ГТП экспорта/импорта по сечению, соответствующему внезональному энергорайону, соответствующему представлению второй ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для первой ценовой зоны;

— индикаторы стоимости диспетчерских объемов по ГТП экспорта/импорта по сечению, соответствующему внезональному энергорайону, соответствующему представлению первой ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для второй ценовой зоны;

k 1 — это коэффициент, характеризующий статистику направленности перетоков в первую ценовую зону из второй ценовой зоны;

k 2 = 1 - k 1 — это коэффициент, характеризующий статистику направленности перетоков во вторую ценовую зону из первой ценовой зоны.

Значение коэффициента k 1 устанавливается равным 0,93, значение k 2 устанавливается равным 0,07.

Указанное значение подлежит пересмотру при существенном изменении статистики направлений перетоков между первой и второй ценовыми зонами по результатам ежеквартального анализа КО на основе полугодовой статистики.

Для ГТП экспорта/импорта, зарегистрированных на сечениях экспорта-импорта, соответствующих перетокам между первой и второй ценовыми зонами (ценовой зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны) при определении соответствующих ставок на увеличение/снижение объёмов в соответствии с пп. 4.3.1.5 (кроме величин,), 4.3.2.3, 4.3.3.5, 4.3.4.3 (кроме величины)настоящего Регламента используется индикатор стоимости диспетчерских объёмов .

10) цены для балансирования системы на увеличение и на уменьшение, в узлах расчетной модели,

11) Цена для балансирования системы на увеличение в ГТП - определенная как сумма по всем узлам расчетной модели, относящихся к данной ГТП участника, произведений цены для балансирование системы на увеличение и коэффициента отнесения объема ПБР:

= (18)

12) Цена для балансирования системы на уменьшение в ГТП - определенная как сумма по всем узлам расчетной модели, относящихся к данной ГТП участника, произведений цены для балансирование системы на уменьшение и коэффициента отнесения объема ПБР:

(19)

13) – регулируемый уровень цены (тарифа) на электрическую энергию поставщика оптового рынка, утвержденный федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов и применяемый в период действия введенного в установленном порядке государственного регулирования цен (тарифов), определенный согласно п. 3.8.8 Регламента подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

14) – цена на электрическую энергию в период государственного регулирования цен (тарифов) в субъекте РФ F в пределах ценовой зоны z в час операционных суток h. В случае если два и более субъектов РФ отнесены к одному энергорайону, то в качестве F используется указанный энергорайон;

15) – цена на электрическую энергию в период государственного регулирования цен (тарифов) в ГТП потребления (экспорта) p в ценовой зоне z в час операционных суток h.

Цены (), используемые для расчета соответствующих ставок при

· увеличении объемов по внешней инициативе для ГТП генерации, в отношении которых в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) были поданы неинтегральные ценовые заявки в отношении данного часа операционных суток;

· снижении объемов по внешней инициативе для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой – в случае если участником подавалась ценовая заявка в отношении объекта управления, относимого к данной ГТП потребления в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении данного часа операционных суток;

· увеличении либо снижении объемов по собственной инициативе для ГТП генерации, в отношении которых в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) были поданы неинтегральные ценовые заявки в отношении данного часа операционных суток;

· увеличении либо снижении объемов по собственной инициативе для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой – в случае если участником подавалась ценовая заявка в отношении объекта управления, относимого к данной ГТП потребления в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении данного часа операционных суток,

равны соответствующим ценам в паре «цена – количество» в сформированных поузловых модельных парах «цена-количество»в соответствии с Методикой формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора и определении 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), в которых количество пары «цена количество», соответствует следующим объемам для определения цены в заявке ():

- для ИВ1 - диспетчерскому объему,

- для ИВ0 - сумме соответствующей составляющей величины отклонения по ИВО-1, ИВ0 и диспетчерского объема,

- для ИВА - сумме соответствующих составляющих величин отклонения по ИВО-1, ИВ0 и ИВА и диспетчерского объема,

- для ИВ - сумме соответствующих составляющих величин отклонения по ИВО-1, ИВ0, зафиксированного СО, и ИВА, зафиксированного СО и диспетчерского объема,

- для ИС - сумме соответствующих составляющих величин отклонения по ИВО-1, ИВ0, зафиксированного СО, и ИВА, зафиксированного СО и диспетчерского объема.

- цена, заявленная в ступени <s>.

- цена, заявленная в 4 ступени <sp>.

- объем, заявленный в 4 ступени <sp>.

– цена ступени, предшествующей ступени мощности.

– объем ступени, предшествующей ступени мощности.

В отношении инициатив

ИВ1, ИВО, ИВА, ИВ, ИС:

Если >и >0,

то принимается =.

Цены (), используемые при снижении объемов по внешней инициативе для ГТП генерации, в отношении которых в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) были поданы неинтегральные ценовые заявки в отношении данного часа операционных суток:

· если , то

,

· если , то ,

где для ИВ1(-): ,

для ИВ0 (-): ,

для ИВА (-): ,

для ИВ (-): ;

– объем, соответствующий сумме диспетчерского объема, ИВ0-1 и отклонения ИВ0;

– объем, соответствующий сумме и отклонения ИВА;

– объем отклонения ИВ0-1;

– значение количества в паре «цена – количество» l для участника i в ГТП генерации p в час операционных суток h, поданной участником оптового рынка в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

l – номер ступени, l ≥0;

– объем ступени, предшествующей нулевой ступени, равен нулю;

[руб./МВт×ч] – цена, указанная участником в паре «цена – количество» l в часовой заявке по ГТП генерации, с учетом корректировки исходя из ценовой заявки ВСВГО в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) без корректировки на оперативное ценопринимание для ГТП генерации p, по которой участником i в отношении данного часа операционных суток h были поданы почасовые ценовые заявки.

Цены (), используемые при увеличении объемов по внешней инициативе для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, в случае если участником подавалась неинтегральная ценовая заявка в отношении объекта управления, относимого к данной ГТП потребления:

· если , то

,

· если , то ;

где для ИВ1(+): ,

для ИВ0 (+): ,

для ИВА (+): ,

для ИВ (+): ;

– полный плановый объем производства электроэнергии, определенный 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) в отношении часа операционных суток h для объекта управления b, представленного генерирующим оборудованием и отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой p участника i;

– объем отклонения ИВ0-1;

– объем, соответствующий сумме ПБР, ИВ0-1 и отклонения ИВ0, определенных в отношении часа операционных суток h для объекта управления b, представленного генерирующим оборудованием и отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой p участника i;

– объем, соответствующий сумме и отклонения ИВА, определенных в отношении часа операционных суток h для объекта управления b, представленного генерирующим оборудованием и отнесенного к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой p участника i;

– значение количества в паре «цена – количество» l для участника i в часовой подзаявке, определенной посредством горизонтального суммирования пар «цена – количество», указанных в ценовых заявках в отношении данного часа операционных суток и поданных в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении объектов управления, представленных генерирующим оборудованием и отнесенных к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой q;

l – номер ступени, l ≥0;

– объем ступени, предшествующей нулевой ступени, равен нулю;

[руб./МВт×ч] – цена в паре «цена – количество» l для участника i в часовой подзаявке, определенной посредством горизонтального суммирования пар «цена – количество», указанных в ценовых заявках в отношении данного часа операционных суток и поданных в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении объектов управления, представленных генерирующим оборудованием и отнесенных к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой q, без корректировки на оперативное ценопринимание.

 

Для Участников оптового рынка, ГТП которых отнесены к ценовым зонам в части объемов электроэнергии по Договорам комиссии (купли-продажи) электроэнергии на БР

При увеличении Участником оптового рынка объема производства электрической энергии (мощности) в ГТП генерации по внешней или собственной инициативе на составляющую величину отклонения, рассчитывается стоимость отклонения, причитающаяся к оплате данному Участнику оптового рынка по Договору комиссии на продажу электрической энергии по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы и Договору комиссии на продажу электрической энергии в целях балансирования системы (далее - Договор комиссии на БР). При снижении Участником оптового рынка объема потребления электрической энергии (мощности) в ГТП потребления по внешней или собственной инициативе на составляющую величину отклонения, рассчитывается стоимость отклонения, причитающаяся к оплате данному Участнику оптового рынка по Договору комиссии на БР.

=+

Количество электрической энергии, продаваемое за расчетный период по Договору комиссии на БР, заключенному участником оптового рынка – поставщиком электрической энергии (мощности) формируется следующими составляющими величинами отклонений, включая объемы по двусторонним договорам, когда Участник выступает Продавцом по двустороннему договору и включая объемы, сформировавшие требования в обеспечение оплаты системных ограничений и потерь по двусторонним договорам, когда Участник выступает Покупателем по двустороннему договору:

=+ + + + + + + Δ + Δ ,

Количество электрической энергии, продаваемое за расчетный период по Договору комиссии на БР заключенным участником оптового рынка – покупателем электрической энергии (мощности) формируется следующими составляющими величинами отклонений, включая объемы по двусторонним договорам, когда Участник выступает Продавцом по двустороннему договору и включая объемы, сформировавшие требования в обеспечение оплаты системных ограничений и потерь по двусторонним договорам, когда Участник выступает Покупателем по двустороннему договору:

.=+++++++ + Δ

При снижении Участником оптового рынка объема производства электрической энергии (мощности) в ГТП генерации по внешней или собственной инициативе на составляющую величину отклонения,