Цены в узлах расчетной модели принять равными ценам, полученным в ходе конкурентного отбора ценовых заявок.

9. Приложения:

1. Методика формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора и определении планового почасового производства и потребления участников оптового рынка.

2. Математическая модель расчетов планового почасового производства и потребления электроэнергии и узловых равновесных цен в результате конкурентного отбора ценовых заявок для оптового рынка электроэнергии

Формы (1-4) отчетности по результатам торгов.

Приложение 1

К Регламенту проведения конкурентного

Отбора ценовых заявок на сутки вперед

МЕТОДИКА ФОРМИРОВАНИЯ ВХОДНЫХ И ВЫХОДНЫХ ДАННЫХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА И ОПРЕДЕЛЕНИИ ПЛАНОВОГО ПОЧАСОВОГО ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ УЧАСТНИКОВ ОПТОВОГО РЫНКА

1. Составление узловых моделей заявок продавцов электроэнергии на основе пар <цена–количество>, входящих в допущенную в торговую сессию заявку по ГТП Участника оптового рынка, с учетом указанных в настоящем Регламенте преобразований ценовых заявок,установленных Правилами рынка ограничений на минимальные объемы планового почасового производства для продавцов, объемов двухсторонних договоров купли-продажи, а также приоритетов загрузки генерирующих мощностей

1.1 Формирование поузловых количеств для составления почасовых модельных пар <цена-количество> продавцов электроэнергии

Для проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определения равновесных цен и объемов электрической энергии, проданных/купленных по этим ценам, а также планового почасового производства/потребления участников оптового рынка –поставщиков/покупателей электрической энергии с использованием расчетной модели, предоставленной Системным оператором, КО производит формирование поузловых количеств для модельных пар <цена-количество> продавцов по следующему алгоритму:

a. На основании определенного Системным оператором однозначного соответствия режимных генерирующих единиц, входящих в ГТП генерации, с узлами расчетной модели, а также информации, полученной в составе актуализированной расчетной модели, для каждого узла определяются величины нижнего и верхнего пределов регулирования по режимной генерирующей единице участника, соотнесенной с данным узлом, как минимум из значений Рмакс, указанных для данного узла в расчетной модели, и величина минимальной рабочей мощности Pmin генерирующего оборудования участника, соотнесенная с данным узлом, как максимум из значений Рмин, указанных для данного узла в расчетной модели.

b. На основе каждой основной почасовой (интегральной) пары <цена-количество> входящей в допущенную к торговой сессии заявку ГТП генерации, для каждого узла расчетной модели, соотнесенного с данной ГТП генерации, формируются поузловые пары <цена-количество>. Значение <цена> в каждой поузловой паре <цена-количество> устанавливается равным значению <цена> в почасовой (интегральной) паре <цена-количество>. Значения <кол-во>, (, ( =0,1,2) устанавливаются по следующему алгоритму:

b1) если суммарный по РГЕ, отнесенным к данной ГТП генерации, нижний предел регулирования согласно актуализированной расчетной модели равен нулю либо равен суммарному по РГЕ, отнесенным к данной ГТП генерации, верхнему пределу регулирования согласно актуализированной расчетной модели, то значение <кол-во> устанавливается равным значению <кол-во> из почасовой (интегральной) пары <цена-количество>, умноженному на отношение значения верхнего предела регулирования по РГЕ в данном узле к значению суммарного по РГЕ, отнесенным к данной ГТП генерации, верхнего предела регулирования согласно актуализированной расчетной модели;

b2) в случае если указанное в подпункте b1 настоящего пункта условие не выполняется, то КО рассчитывает величины , (l=0,1,2), согласно следующему алгоритму:

если (l) , то ;

в ином случае, где (l) – значение <количество> в паре <цена-количество> l в отношении часа h, входящей в допущенную в торговую сессию заявку по ГТП генерации q Участника оптового рынка i. В случае если участником подана интегральная ценовая заявка в отношении включающего час h единого периода, которому соответствует отдельный признак с указанием на использование интегральной заявки по указанному периоду согласно Регламенту подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), то (l) является значением количества в поданной участником заявке в отношении часа h;

[МВт∙ч] – нижний предел регулирования режимной генерирующей единицы (РГЕ), установленный СО для РГЕ g, включенной в ГТП генерации q, в час операционных суток h согласно актуализированной расчетной модели, переданной СО Коммерческому оператору в соответствии с Регламентом актуализации расчетной модели (Приложение № 3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

[МВт∙ч] – верхний предел регулирования режимной генерирующей единицы (РГЕ), установленный СО для РГЕ g, включенной в ГТП генерации q, в час операционных суток h согласно актуализированной расчетной модели, переданной СО Коммерческому оператору в соответствии с Регламентом актуализации расчетной модели (Приложение № 3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

l – порядковый номер пары <цена-количество>;

– режимная генерирующая единица, включенная в ГТП q;

– режимная генерирующая единица, включенная в ГТП q.

c. На основе объемов (части объемов) электрической энергии, содержащихся в регулируемых договорах и свободных двусторонних договорах (в том числе по свободным договорам купли-продажи электроэнергии и мощности) поставщиков, зарегистрированных и допущенных к участию в процедуре конкурентного отбора в соответствии с Регламентом регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и мощности (Приложение № 6.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), Регламентом регистрации свободных двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии (Приложение № 6.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и Регламентом регистрации и учета свободных договоров купли-продажи электрической энергии и мощности (Приложение № 6.4 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), по которым путем формирования ценопринимающей заявки (части заявки, подзаявки) дано указание на приоритетность таких объемов, для каждого узла расчетной модели, соотнесенного с данной ГТП генерации, формируются поузловые объемы двухсторонних договоров путем умножения исходного объема на отношение значения максимальной рабочей мощности генерирующего оборудования в данном узле (Pmax) к значению суммарной максимальной рабочей мощности оборудования, соотнесенного с данной ГТП генерации.

d. На основе объемов (части объемов) электрической энергии, соответствующих величине минимума технического режимной генерирующей единицы (РГЕ), соотнесенной с данным узлом, для каждого узла расчетной модели, соотнесенного с данной ГТП генерации, формируются поузловые объемы ценопринимания. в модельных заявках на планирование объемов производства в соответствии с абзацем 3 п. 1.2 настоящей Методики.

e. В случае превышения в соотнесенном с ГТП генерации узле расчетной модели значения <количество> в поузловой почасовой модельной паре <цена-количество> над величиной Pmax максимальной рабочей мощности генерирующего оборудования участника, соотнесенной с данным узлом, значение <количество> в данной паре устанавливается равным величине Pmax, соотнесенной с данным узлом.

f. для блок-станций (объектов генерации участника с регулируемым потреблением), не представленных на оптовом рынке отдельной группой точек поставки, по которым не подано заявок на рассматриваемые торговые сутки, и для гидроэлектростанций (в том числе ГАЭС), на основе объемов (части объемов) производства электрической энергии, которые содержатся на соответствующий час в прогнозном диспетчерском графике, формируются поузловые пары <цена – количество>.

g. Для ГТП генерации с признаком «СГ» формируется модельная узловая пара <цена-количество>, в которой значение <цена> устанавливается на уровне 0 (Ноль) руб./МВт•ч (первый приоритет)), значение <количество> принимается равным минимальному значению мощности, установленному СО, также формируется узловая пара <цена-количество>, в которой <количество> равно объему от минимального значению мощности, установленному СО до значения <количество> равного Рмакс со значением <цена> равным Тээ, где Тээ определяется следующим образом:

· для электростанций, в отношении которых федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий был установлен тариф на электрическую энергию на текущий год:

− Тээ − тариф на электроэнергию, установленный в отношении данной электростанции федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий;

· для электростанций, в отношении которых федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий не был установлен тариф на электрическую энергию на текущий год:

− в случае если в отношении генерирующего оборудования, включенного в данную ГТП, был утвержден регулируемый уровень цены (тарифа) на электрическую энергию, применяемый при введении государственного регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне оптового рынка, то Тээ принимается равным указанному регулируемому уровню цены (тарифа),

− в ином случае − величина Тээ принимается равной индикативной цене на электрическую энергию в субъекте РФ, к которому отнесена данная ГТП генерации (отнесение ГТП генерации к субъекту РФ производится на основании Акта согласования групп точек поставки субъекта оптового рынка и отнесенияих к узлам расчетной модели, составленному по форме, согласно приложению 4 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка).

1.2 Формирование цен для поузловых почасовых модельных пар <цена-количество> продавцов электроэнергии с целью установления уровней ценопринимания для обеспечения приоритетного отбора заявок заданных категорий участников

В соответствии с п. 82 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода КО обеспечивает включение в плановое почасовое производство объемов производства электроэнергии, содержащихся в ценопринимающих частях заявок участников, в соответствии со следующими приоритетами:

§ для ценопринимающих заявок поставщиков на продажу, поданных в отношении режимных генерирующих единиц, обеспечивающих системную надежность, атомных электростанций в части обеспечения требований технологического регламента эксплуатации, а также объемов электрической энергии, производимых на техническом минимуме, значение <цена> устанавливается на уровне 0 (ноль) руб/МВтч (первый приоритет), за исключением ГТП генерации с признаком «СГ», или учитывается как жесткое ограничение, на оставшуюся часть объема ценопринимания значение <цена> устанавливается в соответствии с 3-м или 4-м приоритетом согласно указанному ниже;

§ для ценопринимающих заявок поставщиков на продажу, поданных в отношении тепловых электростанций в объеме производства электрической энергии, соответствующем их работе в теплофикационном режиме, а также заявок гидроэлектростанций (в том числе ГАЭС) в объеме производства электрической энергии, который необходимо произвести по технологическим причинам и (или) в целях обеспечения экологической безопасности, значение <цена> устанавливается на уровне 0.01 руб/МВтч (второй приоритет), на оставшуюся часть объема ценопринимания в отношении тепловых станций значение <цена> устанавливается в соответствии с 3-м или 4-м приоритетом согласно указанному ниже;

§ для ценопринимающих заявок (подзаявок, частей подзаявок) поставщиков на продажу, поданных в отношении значений минимальной выработки по условиям оптимального обеспечения режимов работы зависимого промышленного оборудования для объектов управления участников с регулируемым потреблением или для ГТП генерации участников, осуществляющих куплю-продажу на оптовом рынке одновременно в отношении генерирующего и энергопринимающего оборудования, а также значений, не превышающих поузловых объемов регулируемых договоров (и приравненных к ним), КО формирует модельную пару <цена-количество>, в которой значение <цена> устанавливается равным 0.2 руб/МВтч (третий приоритет), а значение <кол-во> - равным соответствующему объему;

§ для ценопринимающих заявок (подзаявок, частей подзаявок) поставщиков на продажу, поданных в отношении поузловых объемов суммарно регулируемых договоров и свободных двусторонних договоров (в том числе по свободным договорам купли-продажи электроэнергии и мощности), КО формирует модельную пару <цена-количество>, в которой значение <цена> устанавливается равным 0.4 руб/МВтч (четвертый приоритет), а значение <кол-во> устанавливается равным соответствующему суммарному объему;

§ для прочих объемов ценопринимающих заявок продавцов значение <цена> устанавливается на уровне 0.8 руб/МВтч (пятый приоритет).

КО преобразует значение <цена> в ценопринимающих парах <цена-количество> участника рынка в набор значений <цена> в модельных парах <цена-количество> на основании положений настоящего Регламента и с соблюдением следующих принципов:

§ более высокий приоритет заменяет более низкий;

в случае если значение <кол-во> в ценопринимающей части заявки участника превышает объем, на который распространяется право приоритетной загрузки, формируется модельная пара <цена-количество>, в которой значение <цена> соответствует данному приоритету, а значение <кол-во> объему, на который распространяется данный приоритет. Остальной объем, соответствующий ценопринимающей части заявки участника, рассматривается при формировании модельных узловых заявок как отдельная пара <цена-количество> по такой же процедуре. После получения результатов расчета равновесных узловых цен в соответствии с Математической моделью расчетов планового почасового производства и потребления электроэнергии и узловых равновесных цен в результате конкурентного отбора ценовых заявок для оптового рынка электроэнергии переходного периода производится округление до нуля всех значений цен, меньших 1 руб/МВтч. В этих узлах равновесные цены считаются неопределенными (в соответствии с положениями п. 84 Правил). Финансовые обязательства и требования участников в отношении покупки-продажи э\э в группах точек поставки, отнесенных к указанным узлам, включая объемы электроэнергии в двусторонних договорах, не включенные в плановое почасовое производство/потребление из-за отсутствия технологической возможности, принимаются равными нулю.