Специальные случаи расчета результатов конкурентного отбора на сутки вперед

Если по результатам выполнения действий, указанных в разделах 4 и 5.1, настоящего Регламента, Коммерческим оператором зафиксирована одна из указанных ниже ситуаций, то при проведении конкурентного отбора на сутки вперед применяются следующие специальные решения:

1. В случае если для определенного часа операционных суток объемы, заявленные в ценовых заявках участников оптового рынка на покупку электрической энергии, и их приоритетные объемы потребления по двусторонним договорам в некоторой группе узлов расчетной модели (сечений поставки экспортно-импортных операций) превышают предложение электрической энергии в этих же узлах (сечениях) с учетом перетоков из соседних узлов и/или включение указанных объемов в плановое почасовое потребление участников оптового рынка ограничивается по причине исполнения ограничений, указанных в п. 5.1 настоящего Регламента, равновесная цена в этой группе узлов (сечений поставки экспортно-импортных операций) устанавливается равной минимальной из цен, указанных участниками оптового рынка в ценовых заявках на покупку за объем электроэнергии, включенный в плановое почасовое потребление участников оптового рынка, с учетом стоимости системных ограничений и потерь, за исключением случая, рассмотренного в подпунктах 2 и 3 данного пункта.

2. В случае если в соответствии с положениями настоящего Регламента (пункт 5.1 0) необходимо определить поставщиков, указанных в подпунктах 1, 2 и 3 п. 5.2, объемы производства/импорта электрической энергии которых были приняты вместо приоритетного объема по двустороннему договору, указанные поставщики определяются следующим образом:

В соответствии с п. 1.2 Методики формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора и определении планового почасового производства и потребления участников оптового рынка для указанных объемов производства формируются поузловые почасовые модельные пары <цена-количество>.

На основе сформированных таким образом поузловых пар проводится расчет результатов конкурентного отбора ценовых заявок. Любой из объемов производства электроэнергии, отнесенных к узлам расчетной модели или к сечениям поставки экспортно-импортных операций, в которых сформировалась расчетная цена, не превышающая значение 0.6, считается объемом производства/импорта электрической энергии, который был принят вместо приоритетного объема по двустороннему договору.

Равновесные цены электрической энергии в узлах расчетной модели (сечениях поставки экспортно-импортных операций), к которым относится группа точек поставки поставщика по указанному договору, и группы точек поставки указанных поставщиков, объемы производства/импорта электрической энергии которых были приняты вместо указанного договорного объема, не определяются.

3. В случае если для определенного часа Коммерческим оператором в некоторой группе узлов расчетной модели (и/или сечений поставки экспортно-импортных операций) приняты только ценопринимающие объемы в заявках на продажу (импорт), равновесные цены в этой группе узлов (сечений) считаются неопределенными (в т.ч. в соответствии с положениями п. 39 Правил оптового рынка электрической энергии переходного периода). Финансовые обязательства и требования участников в отношении покупки-продажи электроэнергии в группах точек поставки, отнесенных к указанным узлам (сечениям), включая приоритетные объемы по двустороннему договору, не включенные в плановое почасовое производство из-за отсутствия технологической возможности, принимаются равными нулю. Объемы электрической энергии, заявленные в указанных заявках, включаются в плановое почасовое производство с учетом приоритетов, установленных в п. 5.2 настоящего Регламента.

4. В случае если для определенного часа операционных суток в некоторой группе узлов расчетной модели (сечений поставки экспортно-импортных операций) предложение оказывается настолько больше спроса, что не все объемы производства первого приоритета могут быть включены в плановое почасовое производство участников оптового рынка (с учетом потерь и системных ограничений), ограничения «c» п.5.1 снимаются.

5. В случае если для определенного часа операционных суток в некоторой группе узлов расчетной модели (и/или сечений поставки экспортно-импортных операций) предложение превышает спрос, который может быть включен в плановое почасовое потребление участников оптового рынка (с учетом потерь и системных ограничений), и при этом цены в парах <цена-количество> в заявках покупателей превышают цены в парах <цена-количество> в заявках продавцов за объемы, превышающие Pmin и включенные в плановое почасовое потребление участников оптового рынка, равновесная цена в этой группе узлов (сечений) устанавливается на уровне максимальной из цен, содержащихся в ценовых заявках продавцов за объемы, включенные в плановое почасовое производство участников оптового рынка, с учетом стоимости системных ограничений и потерь.

6. В случае невыполнения условий пп.3, если для определенного часа Коммерческим оператором в некоторой группе узлов расчетной модели (сечений поставки экспортно-импортных операций) приняты только приоритетные объемы двусторонних договоров по потреблению, равновесная цена в этой группе узлов (сечений) устанавливается на уровне максимальной из всех цен, заявленных в ценовых заявках продавцов за объемы, включенные в плановое почасовое производство, и в ценовых заявках покупателей для данной торговой сессии (далее – максимальная цена для торговой сессии), с учетом стоимости системных ограничений и потерь, а объемы электрической энергии, заявленные как приоритетные по двусторонним договорам, включаются в плановое почасовое потребление с исполнением приоритетов, установленных в п. 5.2 настоящего Регламента.

7. В случае невыполнения условий пп. 3, если для определенного часа Коммерческим оператором в некоторой группе узлов расчетной модели (сечений поставки экспортно-импортных операций) приняты только ценопринимающие объемы в заявках на покупку при условии включения в плановое почасовое потребление всех приоритетных объемов двусторонних договоров, равновесная цена в этой группе узлов (сечений) устанавливается на уровне максимальной цены для данной торговой сессии с учетом стоимости системных ограничений и потерь, а объемы электрической энергии, заявленные в ценопринимающих частях заявок, включаются в плановое почасовое потребление с исполнением приоритетов, установленных в п. 5.2 настоящего Регламента.

8. В случае если для определенного часа операционных суток в некоторой группе узлов расчетной модели (сечений поставки экспортно-импортных операций) предложение оказывается настолько меньше спроса, что не все объемы потребления первого приоритета могут быть включены в плановое почасовое потребление участников оптового рынка (с учетом потерь и системных ограничений), Коммерческим оператором выполняются действия в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

9. В случае если стоимость какого-либо системного ограничения, определенная согласно Математической модели расчетов планового почасового производства и потребления электроэнергии и узловых равновесных цен в результате конкурентного отбора ценовых заявок для оптового рынка электроэнергии, превышает максимальную из цен в заявках на продажу на объемы, находящиеся между значением технического минимума режимной генерирующей единицы и Pmax, или минимальный по данной ценовой зоне из десятикратных тарифов на электроэнергию тепловой электростанции, определенный согласно регулируемому договору, то стоимость этого ограничения уменьшается до указанной величины с соответствующим изменением равновесных узловых цен с учетом потерь и системных ограничений. При этом объемы, включенные в плановое почасовое производство сверх значения технического минимума, оплачиваются поставщику по максимуму из равновесной узловой цены в его ГТП генерации и цены в его ценовой заявке на принятый объем с учетом распределения по часам количеств в интегральных подзаявках.

10. В случае если для определенного часа операционных суток при проведении конкурентного отбора не удается в течение часа удовлетворить условию «d» п. 5.1, КО ослабляет ограничения, заданные в расчетной модели, согласно п. 10 Математической модели расчетов планового почасового производства и потребления электроэнергии и узловых равновесных цен в результате конкурентного отбора ценовых заявок для оптового рынка электроэнергии и/или не учитывает признак, указанный в подпункте 21 п. 3.2.2 Регламента подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и проводит повторный расчет. Если в течение двух часов не удается осуществить процедуру конкурентного отбора на сутки вперед и сформировать торговый график, удовлетворяющий остальным условиям п. 5.1 с учетом особенностей, предусмотренных п. 5.3, выполняются действия в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

11. В случае если в актуализированной расчетной модели, переданной СО Коммерческому оператору, все узлы расчетной модели, к которым отнесена ГТП генерации электростанции, оказались выключены, то равновесные цены в указанных узлах принимаются равными цене, сложившейся в этом узле в тот же час суток, соответствующих последнему аналогичному дню недели (с учетом праздничных дней), в который данный узел еще был включенным.

12. Влияние на равновесные цены на объемы производства электрической энергии ценовых заявок Поставщиков по ГТП генерации, зарегистрированных на оптовом рынке в отношении генерирующего оборудования электростанций, для которых установлен тариф на электрическую энергию в отношении 2008 года и указанный тариф более, чем в 6 раз превышает величину , ограничивается минимальной величиной из цен на электрическую энергию, указываемых участниками оптового рынка в ценовых заявках на продажу электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед, и уровню цены, соответствующему ценопринимающей заявке 5-го приоритета согласно п. 5.2 настоящего Регламента.

Величина определяется КО как средневзвешенная с объемами планового почасового потребления в ГТП потребления, отнесенных к ценовым зонам оптового рынка, цена в указанных ГТП потребления Участников оптового рынка для целей расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед за 2008 год. Указанные цены в ГТП потребления Участников оптового рынка для целей расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед определяются 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 случае если в ценовой зоне соблюдается каждое из следующих условий:

· не действует введенное в установленном порядке государственное регулирование цен (тарифов);

· переданная СО в КО актуализированная расчетная модель не содержит указание на наличие временного совокупного дефицита электрической энергии в соответствующей ценовой зоне оптового рынка;

· определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту трехдневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за трехдневный период, включающий часы данных операционных суток Х в качестве последних часов суток рассматриваемого периода, превысил предельный трехдневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в соответствующей ценовой зоне, определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту, и (или) определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту семидневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за семидневный период, включающий часы рассматриваемых операционных суток Х в качестве последних часов суток данного периода, превысил соответствующий предельный семидневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне, определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту;

то при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в течение следующих 5 операционных суток (операционных суток Х+1, …, Х+5) в отношении указанной ценовой зоны применяется особый режим расчета цен на электрическую энергию согласно подпункту 13 данного подпункта настоящего Регламента.

В случае если в ценовой зоне соблюдается каждое из следующих условий

· не действует введенное в установленном порядке государственное регулирование цен (тарифов);

· переданная СО в КО актуализированная расчетная модель содержит указание на наличие временного совокупного дефицита электрической энергии в соответствующей ценовой зоне оптового рынка;

· определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту трехдневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за трехдневный период, включающий часы данных операционных суток Х в качестве последних часов суток рассматриваемого периода, превысил предельный трехдневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне, определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту, и (или) определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту семидневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за семидневный период, включающий часы данных операционных суток Х в качестве последних часов суток данного периода, превысил предельный семидневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне, определенный согласно приложению 4 к настоящему Регламенту;

то при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в отношении операционных суток Х, Х+1, Х+2 в отношении указанной ценовой зоны применяется особый режим расчета цен на электрическую энергию согласно подпункту 13 данного подпункта настоящего Регламента.

В случае если в периоде, в отношении которого Правительством Российской Федерации введено государственное регулирование в электроэнергетике (за исключением периода действия государственного регулирования цен (тарифов), трехдневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за соответствующий период превышает любое из значений, рассчитанных в соответствии с п. 7 и п. 9 приложения 4 к настоящему Регламенту, то при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в течение следующих семи суток в отношении указанной ценовой зоны вводится особый режим расчета цен на электрическую энергию согласно подпункту 13 настоящего пункта.

В случае если в периоде, в отношении которого Правительством Российской Федерации введено государственное регулирование в электроэнергетике (за исключением периода действия государственного регулирования цен (тарифов), семидневный темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за соответствующий период превышает любое из значений, рассчитанных в соответствии с п. 8 и п. 10 приложения 4 к настоящему Регламенту, то при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в течение следующих 7 (семи) суток в отношении указанной ценовой зоны вводится особый режим расчета цен на электрическую энергию согласно подпункту 13 настоящего пункта.

Значения, указанные в п. 9 и п. 10 приложения 4 к настоящему Регламенту, КО не рассчитываются и не применяются в следующих случаях:

· редакция Методических указаний об установлении особенностей определения значения предельного темпа изменения цен на электрическую энергию в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка электрической энергии (мощности) в случае введения государственного регулирования в электроэнергетике (далее – Методические указания ФСТ), действующая на дату торговых суток в отношении соответствующих операционных суток, отличается от редакции Методических указаний ФСТ, действующих по состоянию на 1 июня 2010 года;

· по состоянию на сутки X -3, где X – соответствующие операционные сутки, КО не были предоставлены федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов значения среднегодового индекса цен производителей газа для первой ценовой зоны (угля для второй ценовой зоны) в отношении года i (где i – данный год), определенные в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, и (i -1),(i-2), определенные в соответствии с данными Росстата.

13. В случае применения особого режима расчета цен на электрическую энергию, определяемых по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, влияние системных ограничений на равновесные цены на объемы производства электрической энергии в данной ценовой зоне, соответствующие:

· 6√Р1 – для первой ценовой зоны;

· 1.2√Р2 – для второй ценовой зоны,

(где Р_i i = 1,2 – суммарное плановое почасовое потребление в i -й ценовой зоне в рассматриваемый час в МВт•ч) ограничивается минимальной величиной из цен на электрическую энергию, указываемых участниками в ценовых заявках на продажу электрической энергии, подаваемых для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед, и регулируемых уровней цен на электрическую энергию. В случае если в результате учета данного ограничения равновесная цена оказалась ниже цены, указанной в ценовой заявке поставщика на отобранный объем электрической энергии, оплата этого объема осуществляется по указанной в ценовой заявке цене.

14. Если Системный оператор передал КО актуализированную расчетную модель, содержащую энергорайоны, временно электрически изолированные вследствие системных условий:

– от первой ценовой зоны, но работающие синхронно с НЦЗА и НЦЗК;

– энергорайон Северо-Западной ТЭЦ или Кольской энергосистемы и части отнесенных к нему узлов Карельской энергосистемы при изолированной (несинхронной) работе с ОЭС Северо-Запада;

– энергорайон Читинской области в части изолированной (несинхронной) работы с ОЭС Сибири, но синхронной работы с ОЭС Востока (внезональный энергорайон),

то в отношении узлов расчетной модели, входящих в указанные энергорайоны, выполняются действия в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

15. Если Системный оператор передал КО актуализированную расчетную модель, содержащую 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), КО определяет плановые почасовые объемы потребления (экспорта) и плановые почасовые объемы производства (импорта) по итогам проведения конкурентного отбора, а цены определяются в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

5.4 Определение планового почасового производства и потребления (торгового графика), а такжепочасовых объемов продажи и покупки электроэнергии по равновесным ценам по результатам конкурентного отбора на сутки вперед

Плановое почасовое производство и потребление участников оптового рынка определяется Коммерческим оператором исходя из следующих требований:

1. Плановое почасовое производство и потребление участников оптового рынка обеспечивает при расчете установившихся электрических режимов баланс производства и потребления с учетом потерь и всех системных ограничений, заданных Системным оператором в актуализированной расчетной модели, за исключением ограничений, предусмотренных в пп.10 п.5.3.

2. Плановое почасовое производство и потребление должно отвечать требованиям, указанным в пп 5.1 и 5.2 настоящего Регламента.

3. Почасовые объемы продажи по равновесным ценам для ГТП генерации определяются как разность между плановым почасовым производством в данной ГТП и объемами РД вместе с приравненными к ним согласно п. 105 Правил значениями 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, суммарно с, зарегистрированными на данный час объемами СДД (СДЭМ) с учетом сокращения объемов СДД, предусматривающих сокращение объемов, в случае положительности такой разности. В противном случае у участника возникает по данной ГТП генерации почасовой объем покупки по равновесным ценам в размере указанной разности.

4. Почасовые объемы покупки по равновесным ценам для ГТП потребления определяются как разность между плановым почасовым потреблением в данной ГТП и объемами РД вместе с приравненными к ним согласно п. 105 Правил значениями минимального потребления по условиям оптимальных режимов работы зависимого промышленного оборудования для ГТП потребления участников, осуществляющих куплю-продажу на оптовом рынке одновременно в отношении генерирующего и энергопринимающего оборудования, суммарно с зарегистрированными на данный час объемами СДД (СДЭМ) с учетом сокращения объемов СДД, предусматривающих сокращение объемов, в случае положительности такой разности. В противном случае, если плановое почасовое потребление в данной ГТП превышает объемы РД (и приравненные к ним), у участника возникают по своей ГТП потребления (для СДД) почасовые объемы продажи по равновесным ценам в размере указанной разности, а если плановое почасовое потребление в данной ГТП меньше суммарного объема РД (и всех приравненных к РД), то у участника возникают по своей ГТП потребления почасовые объемы продажи по равновесным ценам в размере суммы договорных объемов СДД (СДЭМ) (с учетом сокращения объемов СДД, предусматривающих сокращение объемов) и по ГТП генерации контрагентов по РД (и своим для объемов, приравненных к РД) почасовые объемы продажи по равновесным ценам в размере превышения суммы объемов РД (и приравненных к ним) над плановым почасовым потреблением и в пропорции к объемам РД (и приравненных к ним).

Требования к программному обеспечению

КО осуществляет проведение конкурентного отбора с целью определения равновесных цен и объемов планового почасового производства и потребления с использованием программного обеспечения, реализующего положения настоящего Регламента, Методики формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора и определении планового почасового производства и потребления участников оптового рынка, а также Математической модели расчетов планового почасового производства и потребления электроэнергии и узловых равновесных цен в результате конкурентного отбора ценовых заявок для оптового рынка электроэнергии в автоматическом режиме.

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

1. КО в течение двух часов после окончания расчета осуществляет проверку результатов расчета на соответствие всем перечисленным выше требованиям настоящего Регламента или проводит повторный расчет согласно пп. 10 п. 5.3. В случаях нарушения (в том числе по результатам повторного расчета) какого-либо ограничения или условия, указанного в п.п. 5.1–5.4 настоящего раздела, с учетом ослабления ограничений для повторного расчета, приведших к невозможности осуществлении процедур конкурентного отбора в соответствии с положениями настоящего Регламента, КО выполняет действия в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

2. В случаях технического нарушения работы программно-аппаратного комплекса, приведших к невозможности осуществлении процедур конкурентного отбора в соответствии с положениями настоящего Регламента, КО выполняет действия в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

6. Передача информации о плановом почасовом производстве и потреблении (торгового графика) Системному оператору

Перечень информации

По результатам проведения конкурентного отбора и определения планового почасового производства и потребления КО передает Системному оператору информацию о плановом почасовом производстве и потреблении (торговый график), рассчитанным в соответствии с требованиями настоящего Регламента, и содержащий информацию, указанную в подпункте 3 п. 2 настоящего Регламента, а также уведомление о случаях проведения повторного расчета согласно пп. 10 п. 5.3 либо выполнения действий в соответствии с п. 8 настоящего Регламента.

КО передает Системному оператору информацию по результатам проведения конкурентного отбора РСВ со следующей точностью:

1) все объемные величины округляютсяс точностью до 1 кВт•ч для каждого часа операционных суток 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);

2) все цены округляются методом математического округления с точностью до 1 копейки за 1 МВт•ч для каждого часа операционных суток.

Объемы электроэнергии, включенные в плановые объемы покупки/продажи по равновесным ценам, Системному оператору не передаются.

Порядок обмена информацией

КО до 16 часов 15 минут по времени ценовой зоны торговых суток передает в электронном виде с использованием специализированного программного обеспечения Системному оператору информацию, указанную в п. 6.1, в случае непроведения повторного расчета согласно пп. 10 п. 5.3. При этом под временем передачи информации принимается время подтверждения в установленном порядке подлинности электронной цифровой подписи.

7. Публикация на официальном сайте Коммерческого оператора в сети интернет сводной информации о результатах конкурентного отбора и определения планового почасового производства и потребления, доведение до участников и Федеральной сетевой компании персонифицированных результатов участия

Перечень информации

КО до 17 часов 30 минут по времени ценовой зоны торговых суток размещает на своем официальном сайте в сети интернет сводную информацию о результатах конкурентного отбора и определения планового почасового производства и потребления на соответствующие операционные сутки, включающую:

§ сводные индексы и показатели по результатам конкурентного отбора и определения планового почасового производства и потребления, рассчитываемые на основании методик, утверждаемых Наблюдательным советом НП «Совет рынка»;

§ объём суммарных плановых нагрузочных потерь электроэнергии в линиях расчётной модели, относимый на каждую ГТП потребления, а также объем суммарных плановых нагрузочных потерь по субъектам РФ, представленных в расчетной модели;

§ дополнительную информацию, раскрываемую по решению Наблюдательного совета НП «Совет рынка», либо уполномоченного федерального органа исполнительной власти;

§ в случаях, указанных в п. 1 приложения 4 к настоящему Регламенту, значение средневзвешенной равновесной цены в ценовой зоне за трехдневный период {сутки (Х-2), сутки (Х-1), сутки Х}, где Х – операционные сутки, следующие за данными торговыми сутками;

§ в случаях, указанных в п. 1 приложения 4 к настоящему Регламенту, КО публикует значение трехдневного темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за период {сутки (Х-2), сутки (Х-1), сутки Х}, где Х – операционные сутки, следующие за данными торговыми сутками;

§ в случаях, указанных в п. 4 приложения 4 к настоящему Регламенту, КО публикует значение средневзвешенной равновесной цены в ценовой зоне за семидневный период {сутки (Х-6), сутки (Х-5),…, сутки (Х-1), сутки Х}, где Х – операционные сутки, следующие за данными торговыми сутками;

§ в случаях, указанных в п. 4 приложения 4 к настоящему Регламенту, КО публикует значение семидневного темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка за период {сутки (Х-6), сутки (Х-5),…, сутки (Х-1), сутки Х}, где Х – операционные сутки, следующие за данными торговыми сутками.

КО обеспечивает ежедневную публикацию следующей информации:

§ в отношении каждого часа операционных суток - объемы планового почасового производства и потребления по каждой ценовой зоне оптового рынка, по которой проводилась процедура конкурентного отбора заявок, с разбивкой на объемы покупки и продажи электрической энергии по равновесным ценам и по регулируемым и свободным двусторонним договорам каждого типа;

§ в отношении каждого часа операционных суток – географическую карту с указанием равновесных цен для 1000 наиболее крупных узлов расчетной модели;

§ в отношении каждого часа операционных суток – минимальные и максимальные значения равновесных цен для каждой ОЭС с указанием территорий, на которых зафиксированы эти цены;

§ в отношении каждого часа операционных суток – данные о плановых перетоках электроэнергии между смежными ОЭС; между ОЭС и смежными зарубежными энергосистемами;

§ в отношении каждого часа операционных суток – перечень контролируемых сечений и данные о плановых пределах допустимого перетока мощности по каждому сечению;

§ в отношении каждого часа операционных суток – значения плановой загрузки контролируемых сечений, а также сечений экспортно-импортных операций;

§ в отношении каждого часа операционных суток – средневзвешенные значения равновесных цен в рамках ЕЭС и для каждой ОЭС с указанием названий ОЭС, на которых зафиксированы цены;

§ в отношении каждого часа операционных суток – объемы планового почасового производства и потребления по каждой ОЭС оптового рынка переходного периода, по которой проводилась процедура конкурентного отбора заявок, с указанием названий ОЭС;

§ в отношении каждого часа операционных суток по каждой зоне свободного перетока ЕЭС, определенной в соответствии с Регламентом определения и актуализации параметров зон свободного перетока ЕЭС (Приложение № 19.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), – объемы планового почасового производства по типам станций (ГЭС, АЭС, ТЭС), суммарные величины технического и технологического минимума и технического максимума по типам станций (ГЭС, АЭС, ТЭС), плановые объемы потребления, экспорта и импорта, средневзвешенные значения равновесных цен на покупку, средневзвешенные значения равновесных цен на продажу;

§ в отношении каждого часа операционных суток – данные о плановых перетоках электроэнергии между зонами свободного перетока ЕЭС, определенными в соответствии с Регламентом определения и актуализации параметров зон свободного перетока ЕЭС (Приложение № 19.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), рассчитываемых как сумма плановых среднечасовых потоков активной мощности p_i,j, вытекающих из узла i, относящегося к зоне свободного перетока ZSP_I, в узел j, относящийся к зоне свободного перетока ZSP_J:

.

§ в отношении каждого часа операционных суток – суммарные объемы планового почасового потребления по типам покупателей (покупатели со статусом «гарантирующий поставщик», покупатели, не имеющие статуса «гарантирующий поставщик»).

Для каждого Участника оптового рынка в отношении каждой зарегистрированной для него группы точек поставки, по которой были поданы ценовые заявки, КО до 19 часов 00 минут по времени ценовой зоны торговых суток формирует персонифицированные результаты в формате и с точностью представления данных в соответствии с Формами 1 – 4 (Приложение 3 к настоящему Регламенту), включающие в себя в отношении каждого часа операционных суток:

§ объемы электроэнергии, включенные в объемы планового почасового производства и потребления, и, в случае если группа точек поставки 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 (сечениях поставки экспортно-импортных операций) равновесные цены;

§ объемы электроэнергии, включенные в объемы покупки и продажи электрической энергии по равновесным ценам и по всем регулируемым (с учетом приравненных к ним объемов) и свободным двусторонним договорам участника, а в случае если соответствующая группа точек поставки 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 (сечениях поставки экспортно-импортных операций) равновесные цены;

§ плановое почасовое производство (потребление) в отношении каждой группы точек поставки генерации (потребления), а в случае принятия интегральной ценовой заявки по ГТП генерации – с указанием номера (кода) пары <цена-количество>, которой соответствует в данный час принятый объем планового почасового производства;

§ плановые почасовые объемы поставки в отношении каждой группы точек поставки экспорта и каждой группы точек поставки импорта;

§ техническую информацию, относящуюся к ГТП генерации (потребления, экспорта, импорта) участника оптового рынка для целей проведения анализа результатов, перечень которой может быть изменен по решению Наблюдательного совета НП «Совет рынка» либо уполномоченного федерального органа исполнительной власти.

КО не позднее чем до 19 часов 00 минут по времени ценовой зоны публикует для Федеральной сетевой компании на своем официальном сайте в сети Интернет следующую информацию:

§ плановый объём расчетных нагрузочных потерь электроэнергии в электрических сетях ФСК в каждой ценовой зоне с разбивкой по тарифным зонам, в каждый час операционных суток «h», 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).

КО не позднее чем до 19 часов 00 минут по времени ценовой зоны публикует для Федеральной сетевой компании на своем официальном сайте в сети Интернет следующую информацию:

§ электрический режим торгового графика, рассчитанный КО при проведении процедуры конкурентного отбора, с указанием нагрузок и генерации в узлах расчётной модели в унифицированном формате ЦДУ.

Кроме этого, КО публикует на своем официальном сайте в сети Интернет информацию о плановом почасовом производстве, технологическом минимуме и максимально допустимом значении производства активной мощности для каждой режимной генерирующей единицы участника оптового рынка, в т.ч. не подавшего заявку, величинах планового почасового потребления по ГТП потребления участника оптового рынка и величинах планового почасового потребления частичных участников оптового рынка, покупающих у данного участника электроэнергию на розничном рынке по договору энергоснабжения, плановых почасовых объемов поставки по ГТП экспорта и по ГТП импорта участника оптового рынка, в т.ч. не подавшего заявку.

В случае применения особого режима расчета цен на электрическую энергию при превышении 3-дневного (7-дневного) темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в ценовой зоне оптового рынка предельного темпа изменения равновесных цен на электрическую энергию в этой ценовой зоне, то КО публикует на своем официальном сайте в сети Интернет информационное сообщение о применении особого режима расчета цен на электрическую энергию при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и периоде действия указанного режима в день начала его применения.

Для целей информационного обмена, а также приме