open
Про систему
  • Друкувати
  • PDF
  • DOCX
  • Копіювати скопійовано
  • Надіслати
  • Шукати у документі
  • Зміст
  • Друкувати
  • PDF
  • DOCX
  • Копіювати скопійовано
  • Надіслати
  • Шукати у документі
  • Зміст
Попередня

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРІ ЕНЕРГЕТИКИ

ПОСТАНОВА

09.08.2012  № 1028

Про погодження рішення Ради Оптового ринку електричної енергії України від 28.05.2012 (підпункт 5.9 протоколу № 8)

{Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії,
що здійснює державне регулювання у сфері енергетики
№ 1032 від 09.08.2012
№ 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013
№ 222 від 28.02.2013
№ 885 від 09.07.2013}

Відповідно до Закону України "Про електроенергетику", Указу Президента України від 23.11.2011 № 1059 "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики", згідно з положеннями Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Погодитись з рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії України від 28.05.2012 (підпункт 5.9 протоколу № 8) про затвердження Змін до додатка 2 до Договору між членами Оптового ринку електричної енергії України (Правила Оптового ринку електричної енергії України) у частині викладення його у новій редакції (додається).

2. Ця постанова набирає чинності з 15 серпня 2012 року.

В. о. Голови Комісії

О. Рогозін




ПОГОДЖЕНО
Постанова НКРЕ
09.08.2012  № 1028


ЗАТВЕРДЖЕНО
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
28.05.2012  № 8

ЗМІНИ
до додатка 2 до Договору між членами Оптового ринку електричної енергії України (Правила Оптового ринку електричної енергії України) у частині викладення його у новій редакції

ПРАВИЛА
оптового ринку електричної енергії України

1. ВСТУП

1.1. Терміни та їх тлумачення

1.1.1. Усі терміни, які вжиті з великої літери в цих Правилах Оптового ринку електричної енергії України (далі - Правила), мають значення, визначені в Договорі між членами Оптового ринку електричної енергії України (далі - Договір).

1.1.2. Додаткові терміни, що використовуються у цих Правилах, вживаються в такому значенні:

блок - сукупність енергетичного обладнання, що складається із одного турбогенератора та одного і більше котлів (корпусів) для теплових електростанцій та теплоцентралей або одного і більше турбогенератора та одного реактора для атомних електростанцій;

виробники, які працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства теплових електростанцій, а також інші виробники за відповідним рішенням Ради ринку;

виробники, які не працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства атомних, гідрогенеруючих та гідроакумулюючих станцій, теплоелектроцентралі, вітрові електростанції, когенераційні, парогазові та газотурбінні установки, які здійснюють продаж електричної енергії в Оптовий ринок за тарифами, затвердженими НКРЕ;

газомазутні блоки - блоки 800 МВт № 5, 6, 7 Запорізької ТЕС, блоки 800 МВт № 5, 6, 7 Вуглегірської ТЕС та блоки 300 МВт № 5, 6 Трипільської ТЕС;

{Пункт 1.1.2 доповнено терміном згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

гранична ціна системи - ціна найдорожчого із включених до заданого графіку навантаження маневрених блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, в кожному розрахунковому періоді доби;

диспетчерський центр - державне підприємство, яке визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, що виконує функції диспетчерського (оперативно-технологічного) управління об'єднаною енергетичною системою України (далі - ОЕС України);

диспетчерський журнал - комплекс програмного забезпечення, призначений для реєстрації в електронному вигляді перезаявок робочої потужності та команд диспетчера щодо зміни навантаження блоків;

діапазон регулювання - діапазон між заявленою (перезаявленою) максимальною та мінімальною робочою потужністю, в межах якого блок може змінювати своє навантаження;

дотаційні сертифікати - щомісячні обсяги компенсацій втрат Місцевих постачальників від здійснення постачання електричної енергії певним категоріям споживачів, затверджені НКРЕ;

заданий графік навантаження - добовий графік, розроблений Розпорядником системи розрахунків згідно з Правилами та погоджений з диспетчерським центром, що включає графік навантаження блоків (станцій) Виробників, графік споживання електроенергії Постачальниками, графік зовнішніх перетоків, порядок пуску блоків з резерву, порядок відключення блоків в резерв на ніч, порядок відключення блоків в резерв до кінця розрахункової доби та графік гарячого резерву (порядок навантаження/розвантаження блоків);

маневреність - послуга, що надається виробником, який працює за ціновими заявками щодо зміни навантаження блоків або їх зупинці та пуску протягом доби для регулювання навантаження та частоти в ОЕС України;

мінімально допустимий склад обладнання станції - блоки, мінімально допустима кількість яких з мінімальним навантаженням має знаходитися в роботі в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря відповідно до прогнозу метеорологічних умов для забезпечення надійної роботи станції, яка входить до складу виробника, що працює за ціновими заявками. Мінімально допустимий склад обладнання станції затверджується Радою ринку за попереднім узгодженням з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, та наведений у додатку В;

несумісний режим - незбалансований за потужністю режим в об'єднаній енергосистемі України, який може виникнути на етапі складання заданого графіка навантаження в розрахункових періодах доби на загальносистемному та/або регіональному рівнях при невиконанні відповідних вимог диспетчерського центру до зазначеного графіка навантаження;

несумісний режим на загальносистемному рівні - режим, при якому сумарна потужність, яка складається із заявленої робочої потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками (у тому числі: для гідроелектростанцій - мінімального навантаження, визначеного з особливостей водного режиму їх роботи, який задається диспетчерським центром; для гідроакумулюючих станцій - мінімальної заявленої робочої потужності в моторному режимі), та мінімальної заявленої робочої потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання відповідної станції, а також за мережними обмеженнями в ОЕС України при врахуванні вимог диспетчерського центру щодо сумарного резерву на розвантаження на станціях цих виробників, перевищує величину прогнозу необхідного покриття ОЕС України;

несумісний режим на регіональному рівні - режим, при якому сумарна потужність у відповідному перетині системи, яка складається із заявленої робочої потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками, та мінімальної заявленої робочої потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання відповідної станції, а також за мережними обмеженнями в ОЕС України, перевищує величину потужності заданої диспетчерським центром у зазначеному перетині систем;

оптова ринкова ціна без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом - ціна, яка визначається на підставі ціни закупівлі електроенергії у виробників, з урахування витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних мереж, платежу за послуги ДПЕ та технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами;

оптова ринкова ціна з урахуванням обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом - ціна, яка визначається на підставі ціни закупівлі електроенергії у виробників, з урахування витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних мереж, платежу за послуги ДПЕ, обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом та технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами;

розрахунковий період - період тривалістю 60 хвилин, який починається в момент початку першої години добового графіка кожної доби і закінчується в момент початку наступної години, не включаючи її;

система розрахунків - комп'ютерне обладнання, програмне забезпечення, системи та процедури, що використовуються Розпорядником системи розрахунків при проведенні розрахунків згідно з Договором та іншими Узгодженими порядками;

теплоелектроцентраль - енергогенеруюче підприємство, що призначене для комбінованого виробництва електричної і теплової енергії, основним завданням якого є забезпечення споживачів тепловою енергією.

1.2. Загальні положення

1.2.1. Ці Правила є невід'ємною частиною Договору і визначають механізм функціонування Оптового ринку електричної енергії України (далі - Оптовий ринок) в частині надання даних, розподілу навантажень між генеруючими джерелами, формування оптових цін купівлі-продажу електричної енергії та платежів на Оптовому ринку.

1.2.2. Сторони погоджуються, що результати розрахунків програмного та апаратного забезпечення залежать від отримання Розпорядником системи розрахунків даних від усіх відповідних Сторін, а також від їх повноти і точності. Розпорядник системи розрахунків не несе відповідальність за достовірність даних, які він одержує від Сторін, та результати розрахунків програмного забезпечення, якщо він діє згідно з цими Правилами.

1.2.3. Відповідальність за своєчасність надання, повноту та достовірність даних, визначених цими Правилами, несе Сторона, що надає дані.

1.2.4. Сторони повинні надавати на вимогу Розпорядника системи розрахунків додаткові дані, що необхідні йому для виконання своїх обов'язків згідно з цими Правилами та діючими нормативно-правовими та технічними документами.

1.2.5. Процедура взаємовідносин між Розпорядником системи розрахунків та відповідними Сторонами щодо реалізації цих Правил регламентується Інструкцією про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до Договору), Інструкцією про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (додаток 4 до Договору), Інструкцією про порядок комерційного обліку електричної енергії (додаток 10 до Договору) та іншими Узгодженими порядками.

1.2.6. Форми надання Сторонами даних у відповідності до цих Правил встановлюються Розпорядником системи розрахунків.

1.2.7. Якщо для Розпорядника системи розрахунків цими Правилами чи іншими Узгодженими порядками визначено конкретні терміни виконання обов'язків, йому необхідно дотримуватися цих термінів.

В інших випадках Розпорядник системи розрахунків повинен виконувати свої обов'язки максимально швидко в залежності від обставин, які склалися.

1.2.8. Будь-які перевірки та розрахунки, які виконуються не Розпорядником системи розрахунків, повинні здійснюватись за допомогою копії програмного забезпечення, яке знаходиться у використанні Розпорядника системи розрахунків, при повному та точному введенні даних (які необхідно обробити) відповідно до вимог цих Правил.

1.2.9. Умовні позначення показників, які використовуються при проведенні розрахунків згідно з цими Правилами, наведені у додатку А.

2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ФІЗИЧНІ ДАНІ

2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків

2.1.1. Дані, які повинні надавати всі Члени ринку:

1) повна юридична назва Члена ринку та його ЄДРПОУ;

2) вид підприємницької діяльності, якою займається Член ринку;

3) місцезнаходження (повна адреса) Члена ринку;

4) дата вступу Члена ринку в Договір;

5) дата виходу Члена ринку з Договору.

2.1.2. Дані, які повинні надавати теплові електростанції та теплоелектроцентралі (для кожного блоку):

1) найменування електростанції;

2) номер блоку;

3) точки обліку електричної енергії;

4) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

5) межа балансової належності;

6) встановлена потужність блоку (Руб, МВт);

7) максимальна потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (Рмб, МВт), максимальна потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі (Рбм1, МВт);

8) технічний мінімум навантаження моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (Рбнmin, МВт), технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі (Рбнmin1, МВт);

9) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії блоку (Роб, %);

10) тип палива;

11) перелік блоків, які знаходяться в консервації;

12) мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних блоків (корпусів);

13) регламентна тривалість пуску блоку (корпусу) (Тбпуск, год.), регламентна тривалість підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного блоку при роботі блоку в однокорпусному режимі (Тбпідкл, год.), а також графіки-завдання пуску блоку (підключення корпусу двокорпусного блоку) з різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та холодного);

14) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному та аварійному режимах;

15) перелік блоків, які беруть участь у первинному регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП;

16) енергетичні характеристики обладнання блоків, затверджені центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці;

17) форму 3-ТЕХ та дані щодо ціни натурального палива (вугілля, газ, мазут) по кожній електростанції, що експлуатується виробником, за останній звітний місяць до 25 числа розрахункового місяця;

18) прогнозовані ціни та калорійний еквівалент переведення натурального палива в умовне (відображається з трьома знаками після коми) для вугілля, газу та мазуту до 25 числа місяця, що передує розрахунковому. У разі зміни цін на паливо рішеннями органів виконавчої влади, які мають на це право згідно з діючим законодавством, виробник має право надати відповідні зміни Розпоряднику системи розрахунків, який зобов'язаний врахувати їх з дати надання при розрахунку контрольних цінових заявок;

19) заявлені витрати на паливо на виробництво електричної енергії у розрахунковому місяці блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дзпалм(Бу), грн.), та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дзпалм(ОЕС), грн.), та відповідні їм обсяги продажу електроенергії на Оптовому ринку до 25 числа місяця, що передує розрахунковому, або на запит Розпорядника системи розрахунків протягом двох робочих днів;

20) фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дфупвм-2(Бу), грн.), та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дфупвм-2(ОЕС), грн.), за місяць, який передував попередньому розрахунковому місяцю, до 25 числа місяця, що передує розрахунковому;

21) для теплоелектроцентралей до 25 числа місяця, що передує розрахунковому, - прогнозовані щодобові обсяги виробітку електричної енергії та відповідні їм обсяги відпуску електроенергії з урахуванням виробітку необхідних обсягів теплової енергії. Сума прогнозованих щодобових обсягів виробітку та відпуску електричної енергії має відповідати обсягу виробництва та відпуску електроенергії цієї теплоелектроцентралі у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць, затвердженому центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, при забезпеченні необхідних обсягів виробництва теплової енергії відповідно.

У випадку ненадання зазначених даних або надання даних, які перевищують обсяг виробництва та відпуску електроенергії, наведений у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць, затвердженому центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, Розпорядник системи розрахунків приймає до розрахунків обсяг виробництва та відпуску електроенергії цієї теплоелектроцентралі, затверджений у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України.

2.1.3. Дані, які повинні надавати гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):

1) найменування електростанції;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) встановлена потужність електростанції (Рус, МВт);

6) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії електростанції (Рос, %).

2.1.4. Дані, які повинні надавати гідроакумулюючі електростанції (у цілому для кожної електростанції):

1) найменування електростанції;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) максимальна потужність електростанції в генераторному режимі (Рмс, МВт);

6) максимальна потужність електростанції в моторному режимі (Рсммр, МВт);

7) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії електростанції (Рос, %);

8) коефіцієнт корисної дії електростанції.

2.1.5. Дані, які повинні надавати атомні електростанції (для кожного блоку):

1) найменування електростанції;

2) номер блоку;

3) точки обліку електричної енергії;

4) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

5) межа балансової належності;

6) максимальна потужність блоку (Рмб, МВт);

7) технічний мінімум навантаження блоку (Рбнmin, МВт);

8) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії блоку (Роб, %).

2.1.6. Дані, які повинні надавати вітрові електростанції:

1) найменування електростанції;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) встановлена потужність електростанції (Рус, МВт);

6) коефіцієнт корисного відпуску електричної енергії електростанції (Рос, %).

2.1.7. Дані, які повинні надавати оператори зовнішніх перетоків:

1) найменування зовнішнього перетока;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності;

5) напруга зовнішнього перетока;

6) пропускна здатність зовнішнього перетока (Рівн, МВт).

2.1.8. Дані, які повинні надавати Постачальники:

1) найменування постачальника;

2) точки обліку електричної енергії;

3) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;

4) межа балансової належності.

2.2. Зміни

2.2.1. Усі Члени ринку повинні змінювати фізичні дані, які їх стосуються, та зазначені вище в підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність із фізичними характеристиками та погодивши з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, відповідно до його компетенції.

2.2.2. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних усі дані, що залежать від цих змін, були змінені відповідно.

2.2.3. Розпорядник системи розрахунків повинен занести дані, приведені вище, до Системи розрахунків протягом двох днів з моменту отримання повідомлення про ці дані чи внесення змін до них.

2.3. Дані, які повинні надаватися центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці

2.3.1. Центральний орган виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, надає Розпоряднику системи розрахунків, диспетчерському центру, виробникам, що працюють за ціновими заявками, АЕС та ТЕЦ, ГЕС:

1) затверджений річний графік ремонту обладнання виробників, що працюють за ціновими заявками, АЕС та ТЕЦ, ГЕС в термін до 25 грудня року, що передує розрахунковому;

2) затверджений місячний графік ремонту обладнання виробників, що працюють за ціновими заявками, АЕС та ТЕЦ, ГЕС в термін до 26 числа місяця, що передує розрахунковому;

3) прогнозний баланс електричної енергії ОЕС України та прогнозні обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок на розрахунковий місяць до 18 числа місяця, що передує розрахунковому.

{Розділ 2 доповнено підрозділом 2.3 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

3. ЗАЯВКИ ЧЛЕНІВ РИНКУ

3.1. Заявки виробників, які працюють за ціновими заявками

3.1.1. Щодня не пізніше 10-00 виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків цінову заявку та заявку робочої потужності щодо кожного блоку, який не знаходиться в ремонті та може бути включений в роботу протягом 24 годин (для газо-мазутного блоку 800 МВт - протягом 72 годин), у тому числі блоків, що знаходяться поза резервом за відсутністю палива.

Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими виробник електроенергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок та має розраховуватись відповідно до положень додатка Б. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блоку виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби.

3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні містити такі дані для кожного блоку:

1) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена в оптовий ринок (Цзбх, грн./МВт·год., не більш, як з двома знаками після коми), та відповідні їм опорні потужності блоку (Рбх, МВт), які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків та корпусів двокорпусних блоків;

2) чотири вартості пуску моноблоку з резерву (Цпб, грн.), які відображають тепловий стан блоку (холодний, два напівпрохолодних, гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Цбп1, грн.) та вартість пуску (підключення) другого корпусу котла (Цбп2, грн.) для вказаних вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами;

3) ціну холостого ходу моноблоку (Цбхх, грн./год.), в тому числі для двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для однокорпусного режиму роботи (Цбхх1, грн./год.) та ціна холостого ходу блоку для двокорпусного режиму роботи (Цбхх2, грн./год.), які відображаються цілими числами;

4) для кожного розрахункового періоду наступної доби для моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі максимальну робочу потужність (Рбррmax, МВт) та мінімальну робочу потужність (Рбррmin, МВт), для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі максимальну робочу потужність (Рбррmax1, МВт) та мінімальну робочу потужність (Рбррmin1, МВт);

5) мінімальну тривалість роботи між послідовними циклами зупинки блоку (Трб, год.) та мінімальну тривалість простою між послідовними циклами роботи блоку (Тоб, год.);

6) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання станційних номерів цих блоків;

7) структура використання палива (вугілля, газу, мазуту) у відсотках;

8) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам із відборів турбіни у Гкал/год.;

9) ознаку маневреності, яка визначає, чи є блок (корпус) маневрений (Мбр=1) або неманеврений (Мбр=0) для кожного розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;

10) ознаку обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів (ОВбр=1). В іншому випадку ознака не декларується (ОВбр=0). Для блоків, яким установлена ознака ОВбр=1, має виконуватися умова Рбррmaxбррmin;

11) ознаку знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива ОТб=1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТб=0);

12) ознаку згоди на відключення блоку (корпусу) у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму протягом всіх розрахункових періодів доби (ОРб=1). В іншому випадку ознака на блоці (корпусі) не декларується (ОРб=0);

13) ознаку пропозиції Виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був включений в роботу раніше (ОБб=1). В іншому випадку ознака на блоці не декларується (ОБб=0);

14) ознаку обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після будівництва, реконструкції та модернізації (ОКбр=1). В іншому випадку ознака не декларується (ОКбр=0). Для блоків, яким установлена ознака ОКбр=1, має виконуватися умова Рбррmaxбррmin. Період роботи блоку з ознакою ОКбр=1 має бути погоджений центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці.

3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними диспетчерського центру встановлює блокам:

1) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі ENTSO-E - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ENTSO-E ВСбр=1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВСбр=0;

2) які мають знаходитись в роботі відповідно до термінових та/або аварійних заявок виробника - ознаку вимушеної роботи ВЗбр=1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВЗбр=0.

3.1.4. Виробник встановлює блокам (корпусам) станції ознаку маневреності пуск/зупинка Мбр=1, виходячи із поточного стану обладнання та мінімально допустимого складу обладнання станції в розрахунковій добі, визначеного на основі даних щодо очікуваної середньодобової температури зовнішнього повітря регіону, де розташована відповідна станція. Дані про очікувану середньодобову температуру зовнішнього повітря відповідного регіону на розрахункову добу на запит виробника надає Розпорядник системи розрахунків до 11-00 доби, що передує розрахунковій.

Кількість блоків (корпусів) станції, заявлених виробником за ознакою маневреності пуск/зупинка Мбр=1, допускається такою, коли при зупинці блоків за цією ознакою в розрахунковій добі можлива робота відповідної станції за погодженням з диспетчерським центром нижче мінімально допустимого складу обладнання (за виключенням розрахункового періоду максимального покриття з урахуванням мінімальної тривалості роботи (Трб)).

3.1.5. Розпорядник системи розрахунків на підставі даних підпунктів 16, 17 і 18 пункту 2.1.2 та підпунктів 7 і 8 пункту 3.1.2 по кожному блоку розраховує відповідно до положень додатка Б контрольну цінову заявку.

У разі ненадання даних згідно з підпунктом 18 пункту 2.1.2 або відхилення ціни одного із видів палива (вугілля, газ, мазут) більше ніж на 5% від фактичних даних за останній звітний місяць, крім випадків зміни ціни на паливо відповідно до рішень органів виконавчої влади, які мають на це право згідно з діючим законодавством, Розпорядник системи розрахунків використовує для розрахунків контрольної цінової заявки фактичні дані по цьому виду палива за останній звітний місяць.

3.1.6. Для кожного блоку, на який виробник надав цінову заявку, Розпорядник системи розрахунків на основі контрольної цінової заявки визначає контрольну питому вартість (Сбпит(к), грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими підпунктом 1 пункту 5.2.1.

3.1.7. Розпорядник системи розрахунків проводить оцінку обґрунтованості наданих виробниками цінових заявок:

1) якщо Сбпит(к)бпитх(1+ΔС), то блоку встановлюється ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Нбнзц=1.

В іншому випадку Нбнзц=0;

2) якщо Сбпит(к)б

питх(1-ΔС), то блоку встановлюється ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок Нбнвц=1,

де ΔС - допустиме відхилення рівня цінових заявок, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.

В іншому випадку Нбнвц=0.

3.2. Заявки виробників, які не працюють за ціновими заявками

3.2.1. Щодня не пізніше 10-00 виробники, крім теплоелектроцентралей, повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блоку, не блочні електростанції та гідроелектростанції - щодо станції в цілому, гідроакумулюючі станції - щодо станції в цілому або окремих агрегатів. У цій заявці для кожного розрахункового періоду наступної доби необхідно вказати максимальну (Рбррmax, Рсррmax, МВт) та мінімальну робочу потужність (Рбррmin, Рсррmin, МВт). При цьому має виконуватись умова Рбррmaxбррmin або Рсррmaxсррmin. Зазначена умова не обов'язкова для гідроелектростанцій та гідроакумулюючих станцій.

3.2.2. Щодня не пізніше 10-00 кожна теплоелектроцентраль повинна надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо станції в цілому, яка відповідає мінімальному електричному навантаженню станції при забезпеченні необхідних обсягів виробництва теплової енергії для потреб споживачів.

У цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну (Рсррmax, МВт) та мінімальну робочу потужність (Рсррmin, МВт), де Рсррmaxсррmin.

3.3. Процедури, загальні для заявок усіх Виробників

3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальна заявлена робоча потужність для кожного блоку (Рбррmax) не повинна перевищувати максимальну потужність блоку (Рмб), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Рбррmin). Заявлена максимальна робоча потужність блоку в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блоку в години максимального навантаження.

3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Рбррmin) кожного блоку не повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність блоку (Рбррmax), але може бути нижчою за технічний мінімум навантаження блоку (Рбнmin), якщо це значення відображає фактичні можливості блоку. Заявлена мінімальна робоча потужність може бути нижчою за мінімальне навантаження блоку при роботі станції мінімально допустимим складом обладнання, що визначене у додатку В.

Заявлена мінімальна робоча потужність блоку в години максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена мінімальна робоча потужність блоку в години нічного навантаження.

3.3.3. Виробники мають право кінцево визначати, чи буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробники повинні забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.

3.3.4. Для кожного розрахункового періоду особливого періоду End-Start наступної доби мінімальна заявлена робоча потужність для гідроакумулюючої станції повинна відповідати умові роботи станції в моторному режимі Рсррmin0. Виробники мають право кінцево визначати можливість роботи станції в моторному режимі в розрахункових періодах особливого періоду Start-End наступної доби.

3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків

3.4.1. Щодня не пізніше 09-30 оператори зовнішніх перетоків електричної енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків узгоджений з диспетчерським центром графік імпорту (Рімпоір, МВт) та експорту (Рексоір, МВт) електричної енергії на кожний розрахунковий період наступної доби.

3.5. Заявки Постачальників

3.5.1. Щодня не пізніше 09-00 Місцеві постачальники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання електричної енергії (Рэппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, який включає:

1) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;

2) обсяг поставок електроенергії Постачальниками за нерегульованим тарифом споживачам, що знаходяться на території Місцевого Постачальника;

3) обсяг виробництва електроенергії генеруючими джерелами, що не здійснюють продаж електроенергії в Оптовий ринок та знаходяться на території Місцевого постачальника.

3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності

3.6.1. У будь-який час Виробник може надати Розпоряднику системи розрахунків переглянуті заявки робочої потужності щодо кожного блоку, робоча потужність якого зазнала змін з часу подання останньої заявки більше ніж на 20% із дотриманням обмежень п. 3.3.1 та п. 3.3.2 цих Правил та заявки маневреності блоку за ознакою пуск/зупинка. Зміна показників щодо вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 12-00, повинні враховуватись Розпорядником системи розрахунків при розрахунку заданого графіка лише за наявності відповідної заявки в диспетчерському центрі. Після 12-00 переглянуті заявки робочої потужності надаються диспетчеру та повинні розглядатися ним при оперативному веденні режиму.

3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків

3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити дані, які надаються Членами ринку згідно з цим розділом, на відповідність обов'язковим фізичним даним, наданим згідно з вимогами розділу 2 цих Правил.

3.7.2. Якщо Виробник у встановлені терміни не надасть дані щодо будь-якого блоку (станції) згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен вважати цей блок (станцію) нероботоспроможним та розробляти заданий графік згідно з цим положенням.

3.7.3. Якщо Виробник надає дані, що не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник системи розрахунків повинен звернутися до Виробника з пропозицією переглянути дані. Якщо з будь-якої причини це неможливо, Розпорядник системи розрахунків має право скоригувати ці дані, щоб забезпечити їх відповідність вимогам цього розділу.

3.7.4. Розпорядник системи розрахунків не має права коригувати дані, що відповідають цьому розділу, за винятком випадків, визначених у пункті 3.7.3.

4. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ

4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України

4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до цих Правил та діючих нормативно-технічних документів повинен підготувати прогноз електроспоживання для кожного розрахункового періоду наступної доби (Ррпт, МВт), враховуючи при цьому:

1) дані електроспоживання у попередні періоди;

2) прогноз метеорологічних умов на наступну добу;

3) поточні та ретроспективні погодні умови;

4) прогноз споживання (Рэппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, наданий Постачальниками відповідно до підрозділу 3.5;

5) усі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків обґрунтовано вважає можливими впливати на споживання.

Розпорядник системи розрахунків при підготовці прогнозу споживання для кожного розрахункового періоду наступної доби не враховує електроспоживання гідроакумулюючих електростанцій у моторному режимі роботи.

4.2. Прогноз зовнішніх перетоків

4.2.1. На основі заявок операторів зовнішніх перетоків Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги міждержавних перетоків електричної енергії (Риэір, МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби за такою формулою:

.

4.3. Прогноз необхідного покриття

4.3.1. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби обчислює попередній прогноз необхідного покриття (Ррпкп, МВт) відповідно до наступного правила:

.

5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК НАВАНТАЖЕННЯ НА НАСТУПНУ ДОБУ

5.1. Загальні положення складання заданого графіку навантаження

5.1.1. Щодня не пізніше 17-00 на основі одержаного відповідно до розділу 4 прогнозу необхідного покриття та заявок, наданих Виробниками відповідно до розділу 3 цих Правил, Розпорядник системи розрахунків розробляє заданий графік навантаження щодо кожного окремого блоку в кожному розрахунковому періоді наступної доби (Ргбр, МВт), погоджує його з диспетчерським центром та надає його всім Виробникам (в електронному вигляді) і диспетчерському центру (у друкованому та електронному вигляді).

5.1.2. Заданий графік розробляється комплексом програмного забезпечення, яке знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків.

5.1.3. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити наявність необхідного резерву потужності, визначеного диспетчерським центром, та збалансованість у кожному розрахунковому періоді.

5.1.4. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити пріоритетне включення до диспетчерського графіка генеруючих потужностей електростанцій виробників, які виробляють електричну енергію з використанням альтернативних джерел енергії (крім доменного та коксівного газів, а з використанням гідроенергії - вироблену лише малими гідроелектростанціями), а також заявлені потужності гідроакумулюючих станцій та крупних гідроелектростанцій з урахуванням вимог щодо роботи Дніпровського та Дністровського каскадів. Виходячи із заявленої максимальної та мінімальної робочої потужності гідроелектростанцій на наступну добу, а також заданих диспетчерським центром добових та режимних обмежень на використання гідроресурсів, вимог до резерву потужності на цих станціях, Розпорядник системи розрахунків визначає навантаження по кожній гідроелектростанції в кожному розрахунковому періоді шляхом створення максимального енергетичного ефекту щодо сприятливих режимів роботи для інших електростанцій.

Розпорядник системи розрахунків, як правило, має включати до заданого графіка навантаження максимальну заявлену робочу потужність гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючої станції) для роботи в генераторному режимі впродовж особливого періоду Start-End переважно на розрахунковий період максимального покриття та в суміжні з ним розрахункові періоди доби. Мінімальна заявлена робоча потужність гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючої станції) для роботи в моторному режимі повинна включатися до заданого графіка навантаження впродовж особливого періоду End-Start, а також може використовуватись у розрахункових періодах особливого періоду Start-End за наявності відповідних заявок Виробників. При цьому повинен бути врахований безперервний цикл роботи гідроакумулюючої станції в моторному режимі. У випадках неможливості досягнення збалансованості впродовж особливого періоду End-Start з урахуванням безперервного циклу роботи станцій у моторному режимі Розпорядник системи розрахунків має право використовувати мінімальну заявлену робочу потужність гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючої станції) у відповідних розрахункових періодах з порушенням такого циклу роботи.

У разі можливості досягнення збалансованості впродовж особливого періоду Start-End за рахунок використання потужностей тільки гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючих станцій) у генераторному режимі без додаткового включення блоків станцій виробників, що працюють за ціновими заявками, понад мінімально допустимий склад обладнання або у випадках, коли використання потужностей гідроакумулюючих станцій (окремих агрегатів гідроакумулюючих станцій) не призводить до виключення з роботи хоча б одного блоку із станцій виробників, що працюють за ціновими заявками, Розпорядник системи розрахунків остаточно визначає доцільність включення до заданого графіка навантаження певної гідроакумулюючої станції (окремих агрегатів гідроакумулюючих станцій) з числа заявлених до роботи, виходячи із встановленої НКРЕ ставки плати за електричну енергію у складі двоставочного тарифу на електричну енергію та необхідної величини максимальної заявленої робочої потужності.

Заявлена потужність атомних електростанцій включається до диспетчерського графіка за умови збалансованості графіка навантаження в кожному розрахунковому періоді згідно з пунктом 5.1.3 цих Правил.

Включення до заданого графіка навантаження заявлених потужностей теплоелектроцентралей, які не працюють за ціновими заявками, як правило, повинно здійснюватись відповідно до наданих теплоелектроцентралями заявок робочої потужності згідно з вимогами пункту 3.2.2 цих Правил. У разі неможливості забезпечення виконання вимог пункту 5.1.3 цих Правил Розпорядник системи розрахунків може залучати теплоелектроцентралі до регулювання заданого графіка навантаження за письмовою згодою теплоелектроцентралі або на вимогу диспетчерського центру та повинен ураховувати при визначенні договірних обсягів продажу електричної енергії в Оптовий ринок цих виробників у розрахунковому місяці фактичне збільшення обсягу відпуску електроенергії, що пов'язане з виконанням такого графіка навантаження.

5.1.5. Розпорядник системи розрахунків здійснює включення газомазутних блоків 300 МВт та/або 800 МВт до заданого графіка навантаження відповідно до письмової інформації диспетчерського центру щодо наданих команд на включення таких блоків згідно з письмовою вимогою центрального органу виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, враховуючи норми тривалості пуску цих блоків від моменту команди наданої диспетчерським центром до їх включення в мережу.

Рішення щодо включення газомазутних блоків приймається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, на підставі письмового звернення диспетчерського центру про проведену попередню оцінку балансу ОЕС України на 5 діб наперед у разі зменшення величини очікуваного холодного резерву на теплових електростанціях нижче 1000 МВт (за виключенням газомазутних блоків) у цей період.

Газомазутні блоки 300 МВт та/або 800 МВт мають включатися до заданого графіка навантаження Розпорядником системи розрахунків з встановленням ознаки ОПбр=1.

Ознака ОПбр=1 також встановлюється Розпорядником системи розрахунків для виконання випробувань газомазутних блоків на час, визначений центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, на підставі отриманих від виробників, що працюють за ціновими заявками, підтверджень про готовність до випробувань, але не більше 72 годин протягом календарного року для кожного з газомазутних блоків.

{Підрозділ 5.1 доповнено новим пунктом 5.1.5 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

5.1.6. Розпорядник системи розрахунків для формування збалансованого графіка навантаження повинен планувати заходи щодо зниження споживання та зміни зовнішніх перетоків відповідно до укладених договорів, нормативних документів та правил, якщо заявлена Виробниками робоча потужність недостатня для забезпечення покриття графіка.

5.1.7. Розпорядник системи розрахунків щодня не пізніше 17-00 повинен повідомити всім Членам ринку, які здійснюють діяльність на Оптовому ринку, дані щодо заданого графіку навантаження та виробництва електроенергії, визначені додатком 3 до Договору.

5.2. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіка навантаження для виробників, які працюють за ціновими заявками

5.2.1. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття від найдешевшого блоку до найдорожчого блоку за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності (Сбпит) за такими правилами:

1) якщо Нбнзц=0, то

,

де:

Эmaxбр

-

заявлений максимальний обсяг виробітку блоку в розрахунковий період, який визначається за такою формулою:

для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у двокорпусному режимі роботи ;

для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі роботи ;

Цмизбр - розрахункова прирощена ціна блоку, яка визначається для розрахункового періоду максимального покриття відповідно до таких правил:

якщо Рб1Эmaxбр, то Цмизбрзб1;

якщо Рб1Эmaxбрб2, то Цмизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб1 і Цзб2;

якщо Рб2Эmaxбрб3, то:

для моноблоків Цмизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб2 і Цзб3;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Рб2Эmaxбр45, то Цмизбрзб2; якщо 45maxбрб3, то Цмизбрзб3;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Рб2Эmaxбр150, то Цмизбрзб2; якщо 150maxбрб3, то Цмизбрзб3;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Рб2Эmaxбр400, то Цмизбрзб2; якщо 400maxбрб3, то Цмизбрзб3;

якщо Рб3Эmaxбрб4, то Цмизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб3 і Цзб4;

якщо Эmaxбр і Рб4, то Цмизбрзб4;

Цххрбр - розрахункова ціна холостого хода блоку, яка визначається відповідно до таких правил:

якщо Эmaxбр=0, то Цххрбр=0;

якщо Эmaxбр>0, то:

для моноблоків Цххрбрххб;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0maxбр45, то Цххрбрхх1б; якщо Эmaxбр>45, то Цххрбрхх2б;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0maxбр150, то Цххрбрхх1б; якщо Эmaxбр>150, то Цххрбрхх2б;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0maxбр400, то Цххрбрхх1б; якщо Эmaxбр>400, то Цххрбрхх2б;

2) якщо Нбнзц=1, то

.

5.2.2. При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків повинен враховувати результати упорядкування блоків згідно з пунктом 5.2.1 та наступні технологічні особливості:

1) необхідність забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами режиму ОЕС України та ENTSO-E (мережні обмеження);

2) необхідність забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції та урахування роботи блоків станцій відповідно до електричних схем на роздільні системи шинопроводів різного класу напруги за поданням виробниками відповідних термінових заявок до диспетчерського центру. У разі виникнення несумісного режиму для забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник системи розрахунків повинен визначити максимальну величину несумісної потужності за добу () та здійснити послідовне виключення блоків (корпусів) із складу вибраного обладнання, зменшуючи максимальну величину несумісної потужності на величину мінімальної заявленої потужності виключеного блоку (корпусу) до усунення несумісного режиму.

Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл у першу чергу блоків, що заявлені з ознакою ОРб=1 та вибрані до складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття, за групами однотипних блоків: 300 МВт - перша, 200 та 150 МВт - друга, 100 МВт - третя. Група однотипних блоків, з якої обирається блок для виключення із складу вибраного обладнання, визначається за такими правилами:

якщо

,

то блок обирається з першої групи однотипних блоків;

якщо

,

то блок обирається з другої групи однотипних блоків;

якщо

,

то блок обирається з третьої групи однотипних блоків.

У разі відсутності блоку для виключення із складу вибраного обладнання у третій групі такий блок обирається з другої групи однотипних блоків, а у разі відсутності в другій групі - з першої.

У кожній групі блоки упорядковуються за зменшенням заявленої мінімальної потужності на розрахунковий період, у якому виникає максимальна величина несумісної потужності, та розбиваються на підгрупи. Найбільша заявлена мінімальна потужність блоків у підгрупі може відрізнятися від найменшої заявленої мінімальної потужності не більше ніж на 5 МВт. У кожній підгрупі блоки упорядковуються за зменшенням величини розрахункової заявленої ціни, розрахованої на період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, що визначається відповідно до положень пункту 5.2.1. Виключення блоків із складу вибраного обладнання починається з підгрупи з найбільшою заявленою мінімальною потужністю та з блоку з найбільшою розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, у цій підгрупі. У разі, якщо блоком для виключення із складу вибраного обладнання є двокорпусний блок, Розпорядник системи розрахунків має право здійснити виключення або блоку в цілому, або по одному із корпусів на цьому блоці та іншому двокорпусному блоці даної станції, що знаходяться в одній групі однотипних блоків.

Якщо жоден з блоків не заявлений за ознакою ОРб=1 або блоків з цією ознакою не вистачає, Розпорядник системи розрахунків повинен виключити із складу вибраного обладнання блоки, що заявлені за ознакою ОРб=0 та вибрані до складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття у порядку, який використовується для виключення блоків, що заявлені з ознакою ОРб=1.

На кожній станції Розпорядник системи розрахунків має право розглядати можливість відключення тільки одного блоку нижче мінімально допустимого складу;

3) необхідність забезпечення 48-ми годинної обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів цих блоків (ОВбр=1). Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи ОВбр=1 незалежно від величини цінових пропозицій, наданих виробником;

4) необхідність забезпечення обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після будівництва, реконструкції та модернізації цих блоків (ОКбр=1). Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи ОКбр=1 незалежно від величини цінових пропозицій, наданих виробником;

5) необхідність забезпечення 72-х годинної роботи моноблоків 300, 800 МВт та двокорпусних блоків 300 МВт з урахуванням ознаки пропозиції виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого, що був включений в роботу раніше (ОБб=1), та відповідно до пропозицій виробників щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки Мбр=1. У разі недостатньої кількості маневрених блоків (корпусів) з ознакою пуск/зупинка Мбр=1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник системи розрахунків має право за погодженням з виробниками встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт указану ознаку з відповідними технічними параметрами Трб, Тоб (за параметрами аналогічних блоків станції або ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки та подальшого пуску блоку (корпуса), в тому числі, коли зазначена зупинка блоку (корпуса) призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання. При відсутності погодження з боку виробників на додаткову зупинку блоків Розпорядник системи розрахунків має право примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт ознаку пуску/зупинки Мбр=1. Якщо вказані дії не дозволяють Розпоряднику системи розрахунків розробити збалансований графік навантаження на наступну розрахункову добу або добу, наступну за розрахунковою, то Розпорядник системи розрахунків має право замінити в графіку навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусні блоки 100 МВт, 300 МВт за ознакою пуску/зупинки блоку (корпусу);

6) необхідність забезпечення обов'язкової роботи блоків відповідно термінових та/або аварійних заявок. Такі блоки включаються в роботу за погодженням диспетчерського центру та Розпорядника системи розрахунків за ознакою вимушеної роботи (ВЗбр=1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих виробником;

7) необхідність постійного забезпечення мінімально допустимого складу працюючих блоків Запорізької ТЕС, кількість яких установлена в додатку В Правил, для надійного водопостачання працюючих енергоблоків Запорізької АЕС відповідно до вимог технічного проекту Запорізької АЕС;

8) графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;

9) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;

10) невключення у роботу блоків, на яких встановлена ознака знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива (ОТб=1);

11) необхідність забезпечення обов'язкової роботи пиловугільних блоків 300 МВт (три блоки) станції, в склад якої входять газомазутні блоки 800 МВт, у разі виконання нормативних підготовчих робіт до включення в мережу газомазутних блоків 800 МВт за командою диспетчера;

{Пункт 5.2.2 доповнено підпунктом 11 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

12) необхідність забезпечення 24 годинної роботи блоків, крім газомазутних, для проведення випробувань після планових поточних та аварійних ремонтів за ознакою ОАбр=1. У разі не включення виробником блоку до роботи для проведення випробувань на 24 години впродовж 7 діб після переводу блоку в резерв після планових поточних ремонтів, затверджених центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, та аварійних ремонтів Розпорядник системи розрахунків зобов'язаний самостійно встановити відповідному блоку виробника ознаку ОАбр=1, та за погодженням з диспетчерським центром включити до графіка навантаження в межах мінімально допустимого складу обладнання станції. Для всіх інших розрахункових періодів ОАбр=0.

{Пункт 5.2.2 доповнено підпунктом 12 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

5.2.3. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби, крім розрахункового періоду максимального покриття, уточнює прогноз необхідного покриття (Ррпк, МВт) з урахуванням визначених ним заданих графіків навантажень для гідроакумулюючих станцій відповідно до такого правила:

,

де Рмрср - потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі, яка визначається за такими правилами:

1) у розрахункових періодах, у яких гідроакумулююча станція працює в моторному режимі, Рмрсррminср;

2) в інших розрахункових періодах Рмрср=0.

5.2.4. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання на розрахунковий період мінімального покриття зі складу, визначеного згідно з пунктами 5.2.1 і 5.2.2, з відключенням маневрених блоків (корпусів), з ознакою пуск/зупинки Мбр=1, у тому числі блоків (корпусів), зупинка яких призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання, у порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні в період End-Start та вартістю пуску блоку, за такими правилами:

1) для моноблоків:

;

2) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блоку за ознакою пуску/зупинки:

;

3) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блоку за ознакою пуску/зупинки:

;

4) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки корпусу котла за ознакою пуску/зупинки:

,

де Цз(из)бх - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна блоку для заявленого мінімального навантаження Ррminбр в розрахунковий період мінімального покриття, грн./МВт·год.

У разі відключення маневрених блоків (корпусів), яке призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання, Розпорядник системи розрахунків попередньо погоджує режим роботи такої станції з диспетчерським центром.

5.2.5. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання у всіх інших розрахункових періодах зі складу, визначеного згідно з пунктами 5.2.1 і 5.2.2, з перевіркою на можливість послідовного відключення в кожному розрахунковому періоді маневрених блоків (корпусів), з ознакою пуск/зупинки Мбр=1 з відповідними технічними параметрами Трб, Тоб, виходячи з їх упорядкування відповідно до пункту 5.2.4, у тому числі маневрених блоків (корпусів), зупинка яких призводить до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання.

5.2.6. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл навантаження в кожному розрахунковому періоді наступної доби за монотонно зростаючими прирощеними цінами між вибраними до складу працюючого обладнання блоками згідно з пунктами 5.2.1-5.2.5, який забезпечує мінімальні витрати на виробництво електроенергії в системі на основі очікуваного режиму електричної мережі з урахуванням технологічних витрат активної потужності в ній.

5.2.7. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити погодинний графік гарячого резерву ОЕС України на розрахункову добу та порядок блоків в ньому від найдешевшого до найдорожчого. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити графік на розвантаження в ОЕС України на розрахункову добу та порядок блоків у ньому від найдорожчого до найдешевшого.

5.2.8. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити порядок пусків з резерву окремо для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, виходячи з мінімальної тривалості пуску блоків від часу надання команди диспетчером до часу досягнення блоком повного навантаження за технічними характеристиками, що відповідають тепловому стану блоків, та порядок зупинок блоків у резерв.

Часом надання команди на пуск для блоків, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин, умовно приймається початок періоду Start-End, для всіх інших блоків - початок доби (00-00). Блоки з однаковою тривалістю пуску формують послідовні групи за збільшенням цієї тривалості. Однаковою тривалістю пуску різних блоків однієї групи вважається тривалість, що не більше ніж на 30 хвилин перевищує найменшу тривалість пуску блоку даної групи.

Ознака теплового стану блоку визначається на основі наступних умов:

"гарячий" - тривалість простою після зупинки до 15 годин включно;

"напівпрохолодний 1" - тривалість простою після зупинки від 15 до 30 годин включно;

"напівпрохолодний 2" - тривалість простою після зупинки від 30 до 60 годин включно;

"холодний" - тривалість простою після зупинки більше 60 годин.

У разі однакової тривалості пуску з резерву різних блоків вони упорядковуються від найдешевшого до найдорожчого за їх розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на розрахунковий період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності згідно з умовами, передбаченими пунктом 5.2.1.

5.2.9. На період, визначений Радою ринку та погоджений НКРЕ, Розпорядник системи розрахунків здійснює вибір складу обладнання з урахуванням Порядку роботи виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій, який наведений у додатку Г.

5.3. Заданий обсяг виробітку електричної енергії

5.3.1. Щодня не пізніше 17-00 Розпорядник системи розрахунків повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної енергії (Эгбр, МВт·год.) на кожний розрахунковий період наступної доби, який використовується для проведення розрахунків цін та платежів.

Заданий обсяг виробітку електричної енергії визначається на підставі розробленого графіка навантаження (Ргб, МВт):

1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі ENTSO-E (ВСбр=1) згідно з формулою:

;

2) для інших блоків згідно з формулою:

,

де

Ргбр

-

величина навантаження блоку на відповідну годину доби згідно з заданим графіком навантаження.

При цьому за Ргб0 приймається величина навантаження блоку на 24-00 минулої доби.

5.4. Ознака роботи за вимогами режиму ОЕС України

5.4.1. Розпорядник системи розрахунків у відповідних розрахункових періодах доби встановлює ознаку роботи за вимогами режиму ОЕС України ВРбр=1 блокам, які були включені до складу обладнання, необхідного для покриття графіка навантаження, відповідно до інформації диспетчерського центру щодо необхідності забезпечення роботи блоків за вимогами режиму ОЕС України та для яких виконується хоча б одна з наступних умов:

1) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи або не включення в роботу блоку на іншій станції, більш дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками, за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності (Сбпит);

2) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи блоку на іншій станції та необхідності роботи цієї станції складом обладнання нижче мінімально допустимого;

3) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції не є результатом виключення з роботи або не включення в роботу блоку на іншій станції, більш дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками, за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності (Сбпит), але не є обов'язковою умовою включення в роботу цього блоку;

4) включення блоку в роботу понад мінімально допустимий склад обладнання відповідної станції не є результатом виключення з роботи або не включення в роботу блоку на іншій станції, більш дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками за умови роботи блоку в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності (Сбпит), але унеможливлює використання або потенційне використання даного блоку в маневреному режимі за ознакою пуску/зупинки (Мбр=1) у розрахунковий період мінімального покриття та в суміжних з ним розрахункових періодах доби, загальна кількість яких відповідає мінімальній тривалості простою блоку (Тоб);

5) діє вимога диспетчерського центру щодо обмеження мінімальної (Рбрдmin) та/або максимальної потужності блоку (Рбрдmax), що унеможливлює використання діапазону регулювання цього блоку. При цьому виконується умова Рбрдminбррmin та/або Рбррmaxбрдmax. У разі дії вимог диспетчерського центру щодо обмеження мінімальної або максимальної потужності по станції в цілому величина обмеження мінімальної потужності (Рбрдmin) або максимальної потужності (Рбрдmax) по кожному включеному в роботу блоку такої станції визначається, виходячи з результатів розподілу величини заданого обмеження потужності по станції між блоками цієї станції за монотонно зростаючими прирощеними заявленими цінами.

5.5. Визначення маневреності блоку

5.5.1. На підставі заявок виробників відповідно до розділу 3 та за результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби визначає чи є блок маневрений (Мбр=1) або неманеврений (Мбр=0) згідно з такими правилами:

1) Мбр=1 для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з корпусів його котла:

- знаходився в роботі впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби та

- за заданим графіком навантаження був зупинений в резерв, а потім включений в роботу в розрахунковій добі на вимогу системи або

- потенційно міг бути зупинений в резерв незалежно від ознаки обов'язкової роботи, а потім включений в роботу в розрахунковій добі на вимогу системи згідно з наданими в заявці технічними параметрами Трб, Тоб;

- був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим більше ніж на 50% від максимальної заявленої робочої потужності блоку (Рбррmax) в період EndpStart, якщо:

бррmaxбррmin)/Рбррmax0,5 - для моноблоків та двокорпусних блоків при роботі у двокорпусному режимі;

Рбррmax1бррmin1)/Рбррmax10,5 - для двокорпусних блоків, при роботі в однокорпусному режимі роботи;

2) Мбр=1 для розрахункових періодів, що знаходяться в інтервалі StartрEnd, якщо:

бррmaxбррmin)/РбррmaxДМ - для моноблоків та двокорпусних блоків при роботі у двокорпусному режимі;

бррmax1бррmin1)/Рбррmax1ДМ - для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі роботи;

де ДМ - граничний відносний діапазон регулювання, який встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ;

3) у всіх інших випадках Мбр=0.

5.6. Розрахункова заявлена ціна блоку

5.6.1. На підставі заявок, поданих виробниками відповідно до розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Црзбр) кожного блоку визначається відповідно до таких правил:

1) якщо Эгбр=0, то Црзбр=0;

2) якщо Эгбр>0 та Нбнвц=0, то Црзбризбрптбр,

де:

Цизбр - розрахункова прирощена ціна, яка визначається відповідно до таких правил:

якщо Рб1Эгбр, то Цизбрзб1;

якщо Рб1Эгбрб2, то Цизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб1 і Цзб2;

якщо Рб2Эгбрб3, то:

для моноблоків Цизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб2 і Цзб3;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Рб2Эгбр45, то Цизбрзб2; якщо 45гбрб3, то Цизбрзб3;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Рб2Эгбр150, то Цизбрзб2; якщо 150гбрб3, то Цизбрзб3;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Рб2Эгбр400, то Цизбрзб2; якщо 400гбрб3, то Цизбрзб3;

якщо Рб3Эгбрб4, то Цизбр - точка лінійної інтерполяції між Цзб3 і Цзб4;

якщо ЭгбрРб4, то Цизбрзб4;

Зптбр - витрати на холостий хід блоку, що визначаються відповідно до таких правил:

якщо StartрEnd, то

,

де Цххрбр - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається за наступними правилами:

якщо Эгбр=0, то Цххрбр=0;

якщо Эгбр>0, то:

для моноблоків Цххрбрбхх;

для двокорпусних блоків 100 МВт: Цххрбрбхх1, якщо 0гбр 45, та Цххрбрбхх2; якщо Эгбр>45;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0гбр150, то Цххрбрбхх1; якщо Эгбр>150, то Цххрбрбхх2;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0гбр400, то Цххрбрбхх1; якщо Эгбр>400, то Цххрбрхх2б.

В іншому випадку Зптбр=0;

3) якщо Эгбр>0 та Нбнвц=1, то

.

5.7. Визначення граничної ціни системи

5.7.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного блоку (Цббр) відповідно до таких правил:

1) для блоків, які є неманевреними Мбр=0 відповідно до пункту 5.4.1, для блоків, які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або за балансом потужності, однак які за результатами упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття згідно з пунктом 5.2.1 не повинні були включатися до графіка навантаження, та для блоків, які мають одну з наступних ознак ОВбр=1, ОКбр=1, ВРбр=1, ВСбр=1, ВЗбр=1, ОБб=1, ОТб=1 за формулою:

2) у всіх інших випадках Цббррзбр.

5.7.2. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну системи (Црпс) відповідно до таких правил:

якщо

якщо

де:

КгцсНКРЕ

-

гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ, грн./МВт·год.;


КНКРЕ

-

обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ, грн./МВт·год.

В іншому випадку

.

5.8. Визначення ціни робочої потужності

5.8.1. Ціна робочої потужності розраховується Розпорядником системи розрахунків по групах робочої потужності окремо для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України. Групи робочої потужності формуються після вибору складу обладнання до графіка навантаження, визначеного відповідно до підрозділу 5.2, за наступними правилами:

1) блоки, які включені до графіка навантаження на наступну добу та для яких або , формують першу групу з ознакою Nгбр=1 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Ррmaxбр>0 або Ррmax1бр>0;

2) блоки, для яких або , формують першу групу з ознакою Nгбр=1 для розрахункових періодів доби, у яких Рбррmax>0 або Рбррmax1>0;

3) блоки, які знаходяться в резерві на наступну добу , тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна потужність яких не перевищує величини необхідного оперативного резерву, формують другу групу Nгбр=2 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Рбррmax>0 або Рбррmax1>0;

Величини необхідного оперативного резерву в "острові Бурштинської ТЕС" та в іншій частині ОЕС України затверджуються НКРЕ за поданням диспетчерського центру;

4) блоки з числа заявлених, які не ввійшли до складу першої і другої груп та мають ознаку ОТб=0, формують третю групу Nгбр=3 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Рбррmax>0 або Рбррmax1>0;

5) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої груп та мають ознаку ОТб=1, формують четверту групу Nгбр=4 для всіх розрахункових періодів доби, у яких Рбррmax>0 або Рбррmax1>0.

В усіх інших годинах розрахункової доби, у яких Рбррmax=0 або Рбррmax1=0, група робочої потужності блоку не встановлюється Nгбр=0.

5.8.2. Ціна робочої потужності для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", визначається за формулами:

1) для періоду Start-End:

для блоків першої групи

,

для блоків другої групи

для блоків третьої групи

для блоків четвертої групи

2) для інших розрахункових періодів:

де:

Црм(2)(Бу)

-

ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;


Црм(3)(Бу)

-

ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;


Кпз(Бу)

-

регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС", що визначається Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;


max(Рпкр(Бу))

-

максимальне значення необхідного покриття "острова Бурштинської ТЕС" у період Start-End, МВт;


Рпкр(Бу)

-

величина покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС", МВт;


m

-

ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для "острова Бурштинської ТЕС".

5.8.3. Ціна робочої потужності для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, визначається за формулами:

1) для періоду Start-End:

для блоків першої групи

,

для блоків другої групи

для блоків третьої групи

для блоків четвертої групи

2) для інших розрахункових періодів:

де:

Црм(2)(ОЕС)

-

ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;


Црм(3)(ОЕС)

-

ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;


Кпз(ОЕС)

-

регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;


max(Рпкр(ОЕС))

-

максимальне значення необхідного покриття іншої частини ОЕС України в період Start-End, МВт;


Рпкр(ОЕС)

-

величина покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України, МВт;


n

-

ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для іншої частини ОЕС України.

5.8.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність для робочих і вихідних днів Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС), визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до додатка Д Правил.

5.9. Визначення ціни за маневреність

5.9.1. Ціна за маневреність для включених в роботу блоків на кожний розрахунковий період наступної доби визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова Бурштинської ТЕС" (Цмнбр(Бу)) та іншої частини ОЕС України (Цмнбр(ОЕС)).

5.9.2. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Цмнбр(Бу)), визначається Розпорядником системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:

1) якщо

,

то Цмнбр(Бу)мнмах(Бу);

2) якщо

,

то Цмнбр(Бу)мнмін(Бу);

3) якщо

то Цмнбр(Бу)мнмін(Бу);

4) інакше

,

де:

-

нерівномірність графіка необхідного покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС" (Рпкр(Бу));


Кмнмах(Бу)

-

коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що розраховується Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;


Кмнмін(Бу)

-

коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджуються Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;


C(Бу) та D(Бу)

-

коефіцієнти обмеження, які характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіка покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначаються Розпорядником системи розрахунків;


ΔРрегбр(Бу)

-

заявлений діапазон регулювання блоку в "острові Бурштинської ТЕС", який визначається за наступними правилами:


-

блоків, що декларують ознаку маневреності, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;


-

для всіх інших блоків та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр=1) і з ознакою обов'язкової роботи.

5.9.3. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Цмнбр(ОЕС)), визначається Розпорядником системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:

1) якщо

,

то Цмнбр(ОЕС)мнмах(ОЕС);

2) якщо

,

то Цмнбр(ОЕС)мнмін(ОЕС);

3) якщо

то Цмнбр(ОЕС)мнмін(ОЕС);

4) інакше

,

де:

-

нерівномірність графіка необхідного покриття іншої частини ОЕС України, що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України (Рпкбр(ОЕС));


Кмнмах(ОЕС)

-

коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків, грн./МВт;


Кмнмін(ОЕС)

-

коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, грн./МВт;


C(ОЕС) та D(ОЕС)

-

коефіцієнти обмеження, які характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіка покриття іншої частини ОЕС України, що визначаються Розпорядником системи розрахунків;


ΔРрегбр(ОЕС)

-

заявлений діапазон регулювання блоку в іншій частині ОЕС України, який визначається за наступними правилами:


-

для моноблоків та двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;


-

для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;


-

для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;


-

для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі, однак включені в роботу в однокорпусному режимі, або двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі;


-

для моноблоків та двокорпусних блоків, що включені в роботу у двокорпусному режимі, у тому числі блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр=1) та які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або мають одну з ознак обов'язкової роботи.

5.9.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін за маневреність для робочих і вихідних днів Кмнмах(Бу), Кмнмах(ОЕС), C(Бу), D(Бу), C(ОЕС) та D(ОЕС) визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до додатка Д.

6. ДИСПЕТЧЕРСЬКЕ УПРАВЛІННЯ, ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ

6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління

6.1.1. Диспетчерський центр повинен здійснювати централізоване (оперативно-технологічне) диспетчерське управління об'єднаною енергоситемою України відповідно до діючих нормативно-правових і технічних документів та цих Правил. При цьому пріоритетним є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та окремих регіонів у складі об'єднаної енергосистеми України, безперервного електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та надійності роботи електростанцій.

6.1.2. Виробники, Оператори зовнішніх перетоків, Оператор магістральних та міждержавних електромереж та Постачальники зобов'язані виконувати заданий графік навантаження або команди диспетчера відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій.

Відповідальність за невиконання Виробниками, Операторами зовнішніх перетоків, Оператором магістральних та міждержавних електромереж та Постачальниками заданого графіка навантаження або команд диспетчера визначається умовами двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між ДПЕ та членами ОРЕ.

У разі, якщо фактичний обсяг продажу електроенергії теплоелектроцентраллю за розрахунковий місяць перевищує більш ніж на 5% обсяг продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі, визначений у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць, який затверджений центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці (або обсяг продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі, скоригований відповідно до вимог цих Правил), то ДПЕ повинно нарахувати цій теплоелектроцентралі штраф у розмірі 50% від вартості різниці між фактичним обсягом продажу електроенергії теплоелектроцентраллю за розрахунковий місяць та обсягом продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць (або обсягу продажу електроенергії цієї теплоелектроцентралі, скоригованого відповідно до вимог цих Правил), а теплоелектроцентраль зобов'язана його сплатити.

6.1.3. Диспетчерський центр на підставі оперативної інформації про стан мереж та аварійних заявок Виробників, наданих у диспетчерський центр, у разі можливості запобігання порушень вимог до гарячого резерву, урахованого Розпорядником системи розрахунків при складанні заданого графіка навантаження, та можливості розв'язання мережних обмежень, повинен змінювати заданий графік навантаження Виробників, Операторів зовнішніх перетоків та Постачальників як у розрахунковій добі, так і в добі, що передує розрахунковій, за наступними правилами:

1) у добі, що передує розрахунковій, диспетчерський центр вилучає із складу включеного до заданого графіка навантаження обладнання, яке відповідно до наданих аварійних заявок не буде працювати, та замінює його на роботоспроможне обладнання виробників, які працюють за ціновими заявками.

Якщо на станції виробника, який працює за ціновими заявками, аварійне відключення блоку (корпусу двокорпусного блоку) буде призводити до порушення вимог мінімально допустимого складу обладнання, то на заміну включається блок на цій же станції (при включенні на заміну двокорпусного блоку роботоспроможний корпус на аварійному двокорпусному блоці станції відключається). У разі, якщо для відновлення мінімально допустимого складу обладнання на станції відсутні блоки, якими можна замінити аварійний блок (корпус двокорпусного блоку), то для заміни обирається блок з іншої станції. Критерієм вибору такого блоку в роботу є можливість його пуску на перший із розрахункових періодів розрахункової доби, у яких не будуть виконуватися вимоги диспетчерського центру щодо обсягів гарячих резервів у заданому графіку навантаження внаслідок аварійного відключення обладнання. У випадку наявності декількох блоків (корпусів двокорпусних блоків), тривалість пуску яких задовольняє зазначеному критерію, вибір блоків для включення в роботу здійснюється згідно з порядком пуску блоків із резерву, тривалість пуску яких перевищує вісім годин, а у випадку відсутності таких блоків - відповідно до порядку пуску блоків з резерву, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин.

Якщо внаслідок аварійної заявки виробника, наданої у добі, що передує розрахунковій, у розрахунковій добі будуть порушуватися вимоги до кількості включених до заданого графіка навантаження блоків за мережними обмеженнями, то на заміну включається блок однієї із станцій, до яких діють відповідні мережні обмеження. Критерієм вибору такого блоку в роботу є можливість його пуску на перший із розрахункових періодів розрахункової доби, у якому діють мережні обмеження. У випадку наявності декількох блоків (корпусів двокорпусних блоків), тривалість пуску яких задовольняє зазначеному критерію, вибір блоків для включення в роботу здійснюється згідно з порядком пуску блоків із резерву, тривалість пуску яких перевищує вісім годин, а у випадку відсутності таких блоків - відповідно до порядку пуску блоків з резерву, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин;

2) у розрахунковій добі при необхідності пуску блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, диспетчерський центр повинен керуватись порядками пуску блоків з резерву, тривалість пуску яких перевищує та не перевищує вісім годин.

Якщо на станції виробника, який працює за ціновими заявками, відбувається аварійне відключення блоку (корпусу двокорпусного блоку), що призводе до порушення вимог мінімально допустимого складу обладнання, то на заміну включається блок на цій же станції (при включенні на заміну двокорпусного блоку роботоспроможний корпус на аварійному двокорпусному блоці станції відключається). Якщо аварійне відключення блоку виробника призведе до порушення вимог щодо кількості включених до заданого графіка навантаження блоків за мережними обмеженнями, то на заміну включається блок станції, до якої діють мережні обмеження.

При необхідності зупинки блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, диспетчерський центр повинен керуватись порядком зупинки блоків у резерв;

3) при зміні навантаження блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, у добі, що передує розрахунковій, на розрахункову добу або у розрахунковій добі диспетчерський центр повинен керуватися порядком блоків у графіку гарячого резерву та порядку блоків у графіку розвантаження.

Блок, який уключено у роботу на заміну іншого блоку, має бути навантажений не менше ніж величина заявленої мінімальної робочої потужності (Рбррmin) цього блоку.

6.1.4. Зміни до заданого графіка навантаження на розрахункову добу в добі, що передує розрахунковій, уносяться диспетчерським центром не пізніше 20-00 на основі наданих до диспетчерського центру аварійних заявок у період з 12-00 до 19-00 доби, що передує розрахунковій, а також протягом розрахункової доби на підставі аварійних заявок, наданих до диспетчерського центру в розрахунковій добі та в період з 19-00 до кінця доби, що передує розрахунковій.

6.1.5. Зміни до заданого графіка навантаження виробників, які працюють за ціновими заявками, на розрахункову добу, які здійснює диспетчерський центр у добі, що передує розрахунковій, та в розрахунковій добі, повинні фіксуватися в електронному диспетчерському журналі у строгій відповідності із наданими диспетчером командами або дозволеними перезаявками робочої потужності.

6.1.6. Щодня не пізніше 11-00 диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків витяг з диспетчерського журналу, в якому фіксуються:

1) всі команди диспетчера, які надаються блокам протягом доби з відображенням дати та часу подачі команди, а також часу проходження команди від диспетчерського центру до начальника зміни станції, ознаки режиму зміни навантаження (нормальний або аварійний режим) та типу команди диспетчера (на задану потужність або на заданий графік);

2) ознака вимушеної роботи блоку (Нвбр) (якщо зміна навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Нвбр=1, якщо за вимогою системи, то Нвбр=0);

3) поточні зміни заявлених потужностей.

6.1.7. Дані витягу з електронного диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків в електронному вигляді.

На підставі даних електронного диспетчерського журналу Розпорядник системи розрахунків за допомогою програмного забезпечення повинен здійснити перерахунок всіх команд диспетчера в заданий обсяг виробітку електричної енергії блоку (Эдбр).

Зазначений перерахунок здійснюється згідно з Алгоритмом визначення величин навантаження та виробництва електроенергії блоку виробника, що працює за ціновими заявками, для кожного розрахункового періоду доби відповідно до наданих команд диспетчера, затвердженим Радою ринку за поданням Розпорядника системи розрахунків та диспетчерського центру.

6.1.8. Усі зміни заданого графіка навантаження виробників, які не працюють за ціновими заявками, що призвели до вимушеного збільшення фактичного відпуску електричної енергії в Оптовий ринок даними виробниками, повинні надаватися диспетчерським центром до 11-00 у друкованому вигляді Розпоряднику системи розрахунків та враховуватися ним при визначенні договірних обсягів продажу електричної енергії в Оптовий ринок цих виробників у розрахунковому місяці.

6.1.9. Диспетчерський центр повинен інформувати НКРЕ про всі факти невиконання команд диспетчера, наданих відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій виробниками, що не працюють за ціновими заявками.

6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань

6.2.1. Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку повинен зібрати дані вимірювань, перевірити їх достовірність, узагальнити дані вимірювань для Виробників, Постачальників, Операторів зовнішніх перетоків та Оператора магістральних та міждержавних електромереж.

6.2.2. Для включення в Систему розрахунків усі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами та скориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону Оптового ринку та надані Розпоряднику системи розрахунків відповідно до Договору та узгодженого порядку.

6.2.3. Фізичний кордон Оптового ринку визначається точками поставки електричної енергії - межою балансової належності електричних мереж між Виробниками, Постачальниками, Оператором магістральних та міждержавних електромереж тощо.

6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник системи розрахунків повинен одержати значення наступних параметрів:

фактичний виробіток блока (Эфбр);

фактичний відпуск електростанції (Эфоср);

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її споживачам на території України (Эптпр);

фактичне розрахункове покриття (Эррпт);

фактичний зовнішний переток електричної енергії (Эвнір);

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках на виконання розпоряджень Кабінету Міністрів України (Эекс1оір);

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках (Эекс2оір);

обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку (Эімпоір);

обсяг і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичних систем інших країн до енергетичної ситеми України (Этп1оір);

обсяг і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичної ситеми України до енергетичних систем інших країн (Этп2оір).

{Пункт 6.2.4 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

6.2.5. Кількість експортованої та імпортованої електричної енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза межами Оптового ринку.

Обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках на виконання розпоряджень Кабінету Міністрів України (Эекс1оір) та обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках (Эекс2оір) визначаються диспетчерським центром на основі фактичного зовнішнього перетоку електричної енергії (Эвнір) шляхом його розподілу між всіма Постачальниками, що здійснюють купівлю електроенергії для подальшого експорту по цьому зовнішньому перетоку, пропорційно до обсягів купівлі ними електроенергії згідно з узгодженими диспетчерським центром графіками експорту.

{Абзац другий пункту 6.2.5 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

Обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку (Эімпоір) по і-му зовнішньому перетоку визначається диспетчерським центром на основі фактичного зовнішнього перетоку електричної енергії (Эвнір) шляхом його розподілу між всіма операторами зовнішнього перетоку, що здійснюють продаж імпортованої електроенергії по цьому зовнішньому перетоку, пропорційно до обсягів продажу ними електроенергії згідно з узгодженими диспетчерським центром графіками імпорту.

6.2.6. Зовнішні перетоки (Эвнір) повинні бути із знаком (+) у випадку купівлі електричної енергії від зовнішніх енергосистем та із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім енергосистемам.

6.2.7. Звітні місячні дані по обсягах виробництва, споживання та купівлі-продажу електроенергії збираються, узагальнюються та надаються Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку Розпоряднику системи розрахунків згідно з термінами та порядком, визначеними Договором та Узгодженим порядком.

6.3. Достовірність даних вимірювань

6.3.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань для визначення платежів усі Сторони Договору повинні надсилати Головному оператору Системи комерційного обліку Оптового ринку за його запитом підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії, виробленої кожним блоком (кожною електростанцією) і купованої кожним Постачальником з використанням існуючих лічильників електричної енергії та інших показників вимірювань згідно з вимогами Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії (додаток 10 до Договору).

6.3.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку має право перевірки вимірювального обладнання та систем обліку, що використовується Сторонами Договору при зборі даних вимірювань для обліку електричної енергії, що купується та продається на Оптовому ринку.

6.4. Технологічні витрати електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами

6.4.1. На підставі даних вимірювань, наданих Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити для кожного розрахункового періоду фактичну величину технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами (Эрпс, МВт·год.) як різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо в магістральні та міждержавні електромережі та обсягом електричної енергії, отриманим Постачальниками та Операторами зовнішніх перетоків безпосередньо від магістральних та міждержавних електромереж.

7. ФАКТИЧНІ РОБОЧА ПОТУЖНІСТЬ, ДІАПАЗОН РЕГУЛЮВАННЯ ТА ЦІНИ

7.1. Порушення в роботі блоків

7.1.1. На підставі даних диспетчерського журналу програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає розрахункові періоди, в яких за вимогою системи були задані пуски, зупинки блоків (корпусів) та переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж ENTSO-E і навпаки, встановлюючи ознаку пуску (ДПбр=1), ознаку зупинки (ДЗбр=1) та ознаку переключення (ДФбр=1).

7.1.2. Ознака заданого диспетчером пуску

ДПбр=1 та ДПбр+1=1, ..., встановлюється для всіх блоків при пуску з "нуля" за вимогою системи, якщо Эдбр-1=0 та Эдбр>0.

Ознака заданого диспетчером пуску , ..., ДПбр-1=1, ДПбр=1, ДПбр+1=1,встановлюється для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі та подальшому підключенні другого корпусу за вимогами системи:

для блоків 100 МВт, якщо

для блоків 300 МВт, якщо

для блоків 800 МВт, якщо

В іншому випадку ДПбр=0.

7.1.3. Ознака заданої диспетчером зупинки ДЗбр=1 встановлюється відповідно до таких правил:

1) для всіх блоків при зупинці за вимогою системи, якщо Эдбр>0 та Эдбр+1=0;

2) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу за вимогою системи:

для блоків 100 МВт, якщо Эдбр>45 та Эдбр+145;

для блоків 300 МВт, якщо Эдбр>150 та Эдбр+1150;

для блоків 800 МВт, якщо Эдбр>400 та Эдбр+1400.

В іншому випадку ДЗбр=0.

7.1.4. Ознака переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж ENTSO-E і, навпаки, ДФбр=1 встановлюється відповідно до таких правил:

1) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ОЕС України на шини електромережі ENTSO-E, якщо Эдбр-1>0, Эдбр+1>0, ВСбр=0 та ВСбр+1=1;

2) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ENTSO-E на шини електромережі ОЕС України, якщо Эдбр-1>0, Эдбр+1>0, ВСбр-1=1 та ВСбр=0.

В іншому випадку ДФбр=0.

7.1.5. Вважається, що блок допустив порушення, якщо ДПбр=0, ДЗбр=0, ДФбр=0, ОВбр=0, ОКбр=0 та Эфбрдбрх(1-Δ) або Эфбрдбрх(1+Δ),

де Δ - допустиме відхилення виробництва блоком, що визначається за такими правилами:

1) якщо

,

то:

для пиловугільних блоків:

300 МВт Δ=0,1;

200, 150, 100 МВт Δ=0,12;

для газомазутних блоків:

300, 250 МВт Δ=0,06;

100 МВт Δ=0,1;

2) у всіх інших випадках:

для пиловугільних блоків:

800 МВт Δ=0,04;

300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі Δ=0,05;

200, 150, 100 МВт Δ=0,06;

300 МВт в однокорпусному режимі Δ=0,1;

100 МВт в однокорпусному режимі Δ=0,12;

50 МВт Δ=0,2;

для газомазутних блоків:

800 МВт Δ=0,025;

300, 250 МВт Δ=0,03;

100 МВт Δ=0,05.

Якщо блоки беруть участь у первинному регулюванні частоти та/або підключені до системи АРЧП, то допустиме відхилення виробітку для них установлюється окремо за рішенням Ради ринку, затвердженим НКРЕ.

7.1.6. Для розрахункового періоду, в якому відбулося порушення блоком диспетчерського графіка, програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків встановлює блоку ознаку його порушення Нбр=1. Для всіх інших розрахункових періодів Нбр=0.

7.1.7. Для розрахункового періоду, в якому блок виробника, що працює за ціновими заявками знаходився в плановому ремонті понад терміни, затверджені центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці в місячному графіку ремонту обладнання виробників, що працюють за ціновими заявками, АЕС та ТЕЦ, ГЕС, Розпорядник системи Розрахунків встановлює ознаку Нбррем=1, крім блоків, включення яких призведе до виникнення несумісного режиму. Для всіх інших розрахункових періодів Нбррем=0.

{Підрозділ 7.1 доповнено пунктом 7.1.7 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

7.2. Фактичні пуски блоків

7.2.1. На підставі фактичного виробітку програмне забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи ознаку пуску (ВПбр).

Вважати ВПбр=1:

1) для всіх блоків при пуску з "нуля" якщо Эфр-1=0, а Эфр>0;

2) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:

для блоків 100 МВт, якщо Эфр-145, а Эфр>45;

для блоків 300 МВт, якщо Эфр-1150, а Эфр>150;

для блоків 800 МВт, якщо Эфр-1400, а Эфр>400.

В іншому випадку ВПбр=0.

7.3. Фактична робоча потужність блоку

7.3.1. Фактична робоча потужність (Ррфбр) кожного блоку для платежів визначається відповідно до правил:

1) якщо Нбр=0, то:

для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у двокорпусному режимі роботи, =(остаточно заявлена);

для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі роботи, =(остаточно заявлена);

для газомазутних блоків, що працюють за ознакою
,;

{Підпункт 1 пункту 7.3.1 у редакції Постанови НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

2) якщо Нбр=1, то:

для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у двокорпусному режимі роботи Ррфбр=min (Эфбр; остаточно заявлена Рбррmax);

для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі роботи Ррфбр=min (Эфбр; остаточно заявлена Рбррmax1).

7.3.2. Фактична група робочої потужності кожного блоку для платежів визначається за фактичним режимом роботи блоку відповідно до правил:

1) блокам, які фактично включені в роботу за командою диспетчерського центру та для яких ( і ) або ( і ), max установлюється ознака першої групи Nфбр=1 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Рбррmax)>0 або (остаточно заявлена Рбррmax1)>0;

2) блоки, які фактично включені в роботу за командою диспетчерського центру та для яких ΔРбрфрег>0, ( і ) або ( і ), формують першу групу з ознакою Nфбр=1 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Рбррmax)>0 або (остаточно заявлена Рбррmax1)>0;

3) блокам, які фактично включені в роботу за командою диспетчерського центру та для яких ( і ) або ( і ), формують першу групу з ознакою Nфбр=1 для розрахункових періодів доби, у яких (Эфбр>0 і (остаточно заявлена Рбррmax>0) або (Эфбр>0 і (остаточно заявлена Рбррmax1>0);

4) блокам, які знаходились у резерві та у яких Nгбр=2, установлюється ознака другої групи Nфбр=2 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Рбррmax)>0 або (остаточно заявлена Рбррmax1)>0;

5) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної групи робочої потужності, у тому числі блокам, включеним до заданого графіка навантаження, установлюється ознака третьої групи Nфбр=3 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Рбррmax)>0 або (остаточно заявлена Рбррmax1)>0 та ОТб=0;

6) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю палива ОТб=1 та у яких Nгбр=4, установлюється ознака четвертої групи Nфбр=4 для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остаточно заявлена Рбррmax)>0 або (остаточно заявлена Рбррmax1)>0.

В усіх інших розрахункових періодах доби, у яких (остаточно заявлена Рбррmax)=0 або (остаточно заявлена Рбррmax1)=0, група робочої потужності не встановлюється Nфбр=0.

7.4. Діапазон регулювання блоку

7.4.1. Фактичний діапазон регулювання (ΔРбрфрег) кожного блоку для платежів визначається за наступними правилами:

1) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр=0:

а) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження за заданим графіком навантаження:

- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (Мбр=1), визначеної згідно з пунктом 5.5.1:

ΔРбрфрег=min (початково заявлена Рбррmax; остаточно заявлена Рбррmax) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

ΔРбрфрег=min (початково заявлена Рбррmax1; остаточно заявлена Рбррmax1) - для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності блоку, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність;

- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для розрахункових періодів доби, у яких використовувалась маневреність, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

ΔРбрфрег=min [(початково заявлена Рбррmaxбррmax1); (остаточно заявлена Рбррmaxбррmax1)];

- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі або двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

ΔРбрфрег=min [(Рбррmax1бррmin1); (остаточно заявлена Рбррmax1)-(остаточно заявлена Рбррmin1)];

- для моноблоків та двокорпусних блоків, що включені в роботу у двокорпусному режимі, у тому числі блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр=1) та які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або мають одну з ознак обов'язкової роботи, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

ΔРбрфрег=min [(початково заявлена Рбррmax)-(початково заявлена Рбррmin); (остаточно заявлена Рбррmax)-(остаточно заявлена Рбррmin)];

б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера:

- для блоків (корпусів), які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи, незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи", в тому числі коли зупинка блоків (корпусів) в резерв призводила до роботи відповідної станції нижче мінімально допустимого складу обладнання, фактичний діапазон регулювання (ΔРбрфрег) визначається за правилами, викладеними в третьому, четвертому та шостому абзацах підпункту "1а" пункту 7.4.1;

- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче початково заявленої Рбррmin та здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

ΔРбрфрег= min [(початково заявлена Рбррmax); (остаточно заявлена Рбррmax)] - min [(початково заявлена Рбррmin); Эфбр] - для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу у двокорпусному режимі;

ΔРбрфрег= min [(початково заявлена Рбррmax1); (остаточно заявлена Рбррmax1)] - min [(початково заявлена Рбррmin1); Эфбр] - для двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в однокорпусному режимі;

2) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр=1 або ОПбр=1:ΔРбрфрег=0;

{Підпункт 2 пункту 7.4.1 у редакції Постанови НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

3) для всіх розрахункових періодів доби, в яких ДПбр=1 або ДЗбр=1 (крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи"), а також в розрахункових періодах доби, в яких ДФбр=1:

ΔРбрфрег=0.

7.5. Фактична ціна блоку

7.5.1. Фактичні ціни блоків (Цзвбр), що використовуються для розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до таких правил:

1) якщо Эфбр=0, то Цзвбр=0;

2) якщо Эфбр>0 та Нбнвц=0, то Цзвбрбризвбрфпт,

де:

Цбризв - фактична розрахункова прирощена ціна, яка визначається відповідно до таких правил:

якщо Рб1Эфбр, то Цбризвзб1;

якщо Рб1Эфбрб2, то Цбризв - точка лінійної інтерполяції між Цзб1 і Цзб2;

якщо Рб2Эфбрб3, то:

для моноблоків Цбризв - точка лінійної інтерполяції між Цзб2 і Цзб3;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Рб2Эфбр45, то Цбризвзб2; якщо 45фбрб3, то Цбризвзб3;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Рб2Эфбр150, то Цбризвзб2; якщо 150фбрб3, то Цбризвзб3;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Рб2Эфбр400, то Цбризвзб2; якщо 400фбрб3, то Цбризвзб3;

якщо Рб3Эфбрб4, то Цбризв - точка лінійної інтерполяції між Цзб3 і Цзб4;

якщо ЭфбрРб4, то Цбризвзб4;

Збрфпт - фактичні витрати на холостий хід блоку, що визначаються відповідно до таких правил:

якщо StartрEnd, то

,

де Цбрххр - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається за наступними правилами:

якщо Эфбр=0, то Цбрххр=0;

якщо Эфбр>0, то:

для моноблоків Цбрххрбхх;

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0фбр45, то Цбрххрбхх1; якщо Эфбр>45, то Цбрххрбхх2;

для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0фбр150, то Цбрххрбхх1; якщо Эфбр>150, то Цбрххрбхх2;

для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0фбр400, то Цбрххрбхх1; якщо Эфбр>400, то Цбрххрбхх2.

В іншому випадку Збрфпт=0;

3) якщо Эфбр>0 та Нбнвц=1, то

.

8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ

8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію

8.1.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожного блоку виробника визначається розрахунковий платіж за відпущену електроенергію (Дэбр) за такими правилами:

якщо ОВбр=0, ОКбр=0, Нбнзц=1 та 0звбррпс,

або ОВбр=0, ОКбр=0, Нбнвц=0, Цзвбррпс та ВРбр=1 (або ВСбр=1 або ОПбр=1),

то ДэбрзвбрхЭфбрхРоб/100.

В іншому випадку ДэбррпсхЭфбрхРоб/100.

{Пункт 8.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку для кожної станції виробника визначається середньозважена ціна за відпущену електроенергію (Цэср) за такою формулою:

.

8.1.3. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожної станції виробника визначається платіж за відпущену електроенергію (Дэср) за такими правилами:

якщо Эфоср0, то ДэсрэсрхЭфосрхКов;

в іншому випадку ДэсррпсхЭфосрхКов,

де Кэв - коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які працюють за ціновими заявками, що дорівнює 1. Для теплоелектроцентралей, які працюють за ціновими заявками, у разі необхідності НКРЕ може затверджувати інші коригуючі коефіцієнти.

8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи

8.2.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП, диспетчерський графік навантаження (Эдбр) яких відрізняється від виробітку блоку згідно з заданим графіком (Эгбр), повинні отримувати плату за вимушений виробіток (Двбр), яка обчислюється за формулами, наведеними в пунктах 8.2.2 та 8.2.3.

8.2.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи:

1) Нвбр=0;

2) Эдбргбр та Эфбрх(1+Δбр;

3) Нбр=0, ДПбр=0, ДПбр-1=0, ...,, ДЗбр=0, ОВбр=0, ОКбр=0;

4) Цзвбррпс,

платіж за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму роботи системи, крім випадків фактичного розвантаження станції нижче мінімально допустимого складу обладнання для виконання вимог системи (за виключенням розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі за вимогою системи"), визначається за такою формулою:

Двбр=max [((Цпсбррзв)хЭв-бр+(Цзвбррзбр)хЭгбрхРоб/100); 0]хКэв,

де

Эв-бр

-

обсяг недовиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:

Эв-бр=(Эгбрфбр)хРоб/100.

8.2.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з вимогами системи:

1) Нвбр=0;

2) Эдбргбр та Эфбрх(1-Δ)>Эгбр;

3) Нбр=0, ДПбр=0, ДПбр-1=0, ...,, ДЗбр=0, ОВбр=0, ОКбр=0, ВСбр=0, ВРбр=0;

4) Цзвбрпсбр,

плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи, визначається за такою формулою:

Двбр=max [((Цзвбррпс)хЭв+бр+(Цзвбррзбр)хЭгбрхРоб/100); 0]хКэв,

де Эв+бр - обсяг перевиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:

Эв+бр=(Эфбргбр)хРобр/100.

8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи

8.3.1. На всі розрахункові періоди, в яких Нбр=1, для блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи (Дшбр), яке визначається за формулою:

1) якщо Нбр=0, то Дшбр=0;

2) якщо Нбр=1 і Эфбрдбр, то Дшбр=[(ЦрпсхКшхКЭв)х(Эфбрдбр)]хРоб/100;

3) якщо Нбр=1 і Эфбрдбр, то Дшбр=[(ЦрпсхКшхКЭв)х(Эдбрфбр)]хРоб/100,

де Кш=1.

8.3.2. На всі розрахункові періоди, в яких Нбррем=1, для блоку здійснюється зменшення платежу за недотримання планових термінів капітального, середнього та поточного ремонтів (Дбршр), яке визначається за формулою:

.

{Підрозділ 8.3 доповнено пунктом 8.3.2 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

8.4. Платіж за робочу потужність

8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка блоку, що працює в "острові Бурштинської ТЕС", нараховується платіж за робочу потужність (Дрмбр(Бу)) відповідно до його належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блоку (Ррфбр) відповідно до формул:

1) для блоків першої групи

2) для блоків другої групи

3) для блоків третьої групи

4) для блоків четвертої групи

8.4.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка блоку, що працює в іншій частині ОЕС України, нараховується платіж за робочу потужність (Дрмбр(ОЕС)) відповідно до його належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блоку (Ррфбр) відповідно до формул:

1) для блоків першої групи

2) для блоків другої групи

3) для блоків третьої групи

4) для блоків четвертої групи

8.4.3. Під платежем за робочу потужність (Дрмбр) використовується платіж за робочу потужність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дрмбр(Бу)), або платіж за робочу потужність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дрмбр(ОЕС)).

8.5. Платіж за маневреність

8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", (Дмнбр(Бу)) визначається:

- для блоків, що здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, за формулою:

- для всіх інших блоків за формулою:

8.5.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, (Дмнбр(ОЕС)) визначається:

- для блоків, що здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, за формулою:

- для всіх інших блоків за формулою:

8.5.3. Під платежем за маневреність (Дмнбр) використовується платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дмнбр(Бу)), та платіж за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дмнбр(ОЕС)).

8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)

8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового графіка виробнику визначається платіж за пуск блоку (Дпбр) за формулою:

якщо ОАбр=0, то

,

який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби на інтервалі StartpEnd.

В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Дпбр=0.

{Пункт 8.6.1 у редакції Постанови НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

8.7. Платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції

8.7.1. Блоку, який фактично був зупинений або працював в однокорпусному режимі у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання в разі виникнення несумісного режиму або для виконання вимог системи за умови, що таке розвантаження не було передбачене в заданому графіку навантаження, крім випадків розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі за вимогою системи", обчислюється платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Дбррозв), який визначається за наступними правилами:

1) у випадку відключення двокорпусного блоку, що заявлений у двокорпусному режимі, у цілому та для моноблоків:

якщо ЭФбр=0, то ДбррозврозвхРбррminхРоб/100хКЭв;

в іншому випадку Дбррозв=0;

2) у випадку відключення двокорпусного блоку, що заявлений в однокорпусному режимі:

якщо ЭФбр=0, то ДбррозврозвхРбррmin1хРоб/100хКЭв;

в іншому випадку Дбррозв=0;

3) у випадку відключення корпусу двокорпусного блоку:

для двокорпусних блоків 100 МВт, якщо 0фбр45, або

для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0фбр150, або

для двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0фбр400,

то Дбррозврозвх(Рбррminбррmin1)хРоб/100хКЭв;

в іншому випадку Дбррозв=0.

8.8. Додаткові платежі виробнику, який працює за ціновими заявками

8.8.1. Розпорядник системи розрахунків повинен нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби такі додаткові платежі:

1) за рішенням НКРЕ - на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання виробника, який працює за ціновими заявками (Двррек);

2) за рішенням НКРЕ - на виконання законодавчих актів та урядових рішень, погашення безнадійного боргу (Дзбвр);

3) за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ - на вирішення будь-якого спірного питання, у зв'язку із уточненням вимірів або іншим узгодженим коригуванням (Дсвр);

4) за рішенням НКРЕ - на будівництво блоків виробникам, які працюють за ціновими заявками (Дбевр).

5) за рішенням Ради ринку (на основі подання ДПЕ), погодженим НКРЕ - на зменшення платежу виробнику, який працює за ціновими заявками, за користування додатково отриманими коштами (Дкрвр).

8.8.2. Розпорядник системи розрахунків на виконання рішення НКРЕ щодо величини зменшення платежу виробнику у зв'язку із порушенням Порядку підготовки та фінансування проектів з метою реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій, затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 травня 2006 року № 183 (далі - Порядок реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій), у частині нецільового використання енергогенеруючою компанією коштів кредитів або інвестицій, отриманих для реалізації проекту реконструкції та модернізації теплових електростанцій, має нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби величину зменшення платежу виробнику за порушення Порядку реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій (Дврнвк).

8.8.3. Розпорядник системи розрахунків розраховує величину додаткових платежів на використання газомазутних блоків (Дргм) за формулою:

,

Розпорядник системи розрахунків надає до НКРЕ місячну величину додаткових платежів на використання газомазутних блоків для урахування при розрахунку прогнозованої ОРЦ на місяць, який слідує за наступним після розрахункового.

{Підрозділ 8.8 доповнено пунктом 8.8.3 згідно з Постановою НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

8.9. Платежі, що сплачують виробникам, які працюють за ціновими заявками

8.9.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж кожному блоку (Дрбр), крім платежу за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію, визначається відповідно до такої формули:

.

{Пункт 8.9.1 у редакції Постанови НКРЕ № 1032 від 09.08.2012}

8.9.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж станції визначається за формулою:

.

8.9.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується виробнику, який працює за ціновими заявками (Двцз), визначається за формулою:

.

8.10. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок виробника, який працює за ціновими заявками

8.10.1. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити за розрахункову добу середньозважену ціну продажу електроенергії в Оптовий ринок виробника, який працює за ціновими заявками (Цвцз), згідно з формулою:

.

8.11. Оптова ціна закупки

8.11.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків визначає оптову ціну закупки (Црок) відповідно до такої формули:

,

де:

-

платіж за маневреність, рівномірно розподілений між ПМНЕ, які встановлюються диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ;


-

платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами добового графіку на інтервалі від Start до End.

8.12. Платежі, що нараховуються виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію та/або технологічні перетоки електричної енергії

8.12.1. Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та/або забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, Розпорядник системи розрахунків нараховує платежі згідно з умовами двосторонніх договорів з ДПЕ за тарифами (цінами), встановленими НКРЕ.

8.12.2. Платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок по і-х зовнішніх перетоках, за розрахункову добу (Доіімп) визначається за формулою:

,

де

-

установлена НКРЕ ціна купівлі Оптовим постачальником імпортованої електричної енергії, грн/МВт·год;

Платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичних систем інших країн до енергетичної ситеми України, за розрахункову добу (Доітп1) визначається за формулою:

,

де

-

установлена НКРЕ ціна електричної енергії за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії оператором зовнішнього перетоку, грн/МВт·год.

Платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичної ситеми України до енергетичних систем інших країн, за розрахункову добу (Доітп2) визначається за формулою:

.

Платіж оператора зовнішніх перетоків за куплену електричну енергію, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", за розрахункову добу (Доіквт) визначається за формулою:

,

де:

-

обсяг продажу електричної енергії з Оптового ринку, необхідної для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", за розрахунковий період, МВт·год;


-

установлена НКРЕ ціна продажу електричної енергії з Оптового ринку, необхідної для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", грн/МВт·год.".

{Пункт 8.12.2 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.12.3. Платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ одноставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

де:

Твее

-

встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну енергію, коп. за 1 кВт·год.;


Эвфо

-

фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок виробником за розрахункову добу, МВт·год.

8.12.4. Платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

де:

Двсе

-

платіж виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію, грн.;


Двсрм

-

платіж виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію, грн.

Платіж виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

де

Твсе

-

встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію в складі двоставочного тарифу на електричну енергію, коп. за 1 кВт·год.

Платіж виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:

де:

Твсрм

-

встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка плати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на електричну енергію, грн./МВт;


Рврф

-

фактична робоча потужність виробника за розрахункову добу, МВт;


Nкв

-

кількість діб у розрахунковому кварталі, діб.

8.12.5. Платіж на будівництво енергоблоків виробникам, які не працюють за ціновими заявками (Двбс), визначається за формулою:

де

Твнб

-

надбавка до тарифу на електричну енергію на будівництво енергоблоків.

8.13. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж

8.13.1. Платіж за проведення централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та використання магістральних та міждержавних електромереж за розрахункову добу розраховуються Розпорядником системи розрахунків на підставі обсягів електричної енергії, переданої магістральними та міждержавними електромережами, та відповідного тарифу, затвердженого НКРЕ. Ця величина потім при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляється Розпорядником системи розрахунків між усіма розрахунковими періодами в цій розрахунковій добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж (Дрвв).

8.14. Коригування платежів Постачальників

8.14.1. Коригування платежів Постачальників (Дрзп) у кожному розрахунковому періоді добового графіка розраховується згідно з формулою:

де:

Дрзп1

-

коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям;


Дрзп2

-

коригування платежів Постачальників відповідно до платежів виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії, забезпечують технологічні перетоки електричної енергії та купують електричну енергію з Оптового ринку, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім платежів атомним електростанціям, грн.

{Пункт 8.14.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.14.2. Коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям розраховується за формулою:

де:

Драес

-

платіж атомним електростанціям, грн.;


Эфоаеср

-

фактичний відпуск електроенергії атомними електростанціями, грн./МВт·год.

8.14.3. Коригування платежів Постачальників відповідно до платежів виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії, забезпечують технологічні перетоки електричної енергії та купують електричну енергію з Оптового ринку, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім платежів атомним електростанціям, розраховується за формулою:

,

де:

-

сума фактичного відпуску електричної енергії виробниками, які не працюють за ціновими заявками, обсягу імпортованої електричної енергії, обсягу технологічного перетоку електричної енергії та обсягу електричної енергії, необхідного для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім атомних електростанцій, МВт·год;


Тсг

-

тривалість добового графіка, год;


Ддвк-аес

-

сумарний платіж за розрахункову добу виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії, забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, та купують електричну енергію з Оптового ринку, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім платежів атомним електростанціям, грн.

{Пункт 8.14.3 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.15. Платежі ДПЕ

8.15.1. Щомісячні платежі за послуги ДПЕ затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ для визначення витрат за послуги ДПЕ (Дрэр).

8.16. Дотаційні сертифікати та компенсаційні платежі

8.16.1. Щомісячні обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Дрпв).

8.16.2. Щомісячні обсяги компенсаційних платежів затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Дркп).

8.17. Оптові ринкові ціни

8.17.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок оптової ринкової ціни без врахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом (Црорд) згідно з формулою:

,

де:

К

-

коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та затверджується НКРЕ;


Цнр

-

націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за формулою:

,


Крпс

-

коефіцієнт технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами, який розраховується за формулою:

.

{Пункт 8.17.1 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.17.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок оптової ринкової ціни з урахуванням обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом (Црор) згідно з формулою:

{Пункт 8.17.2 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.18. Платежі постачальників

8.18.1. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, платіж за розрахунковий період (Доірекс1) згідно з формулою:

.

8.18.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, платіж за розрахунковий період (Доірекс2) згідно з формулою:

.

8.18.3. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, платіж (Дпрэп) за розрахунковий період згідно з формулою:

.

8.18.4. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, платіж за розрахункову добу (Доіекс1) згідно з формулою:

,

де

-

додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по і-х зовнішніх перетоках, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування, який нараховується Розпорядником системи розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ, грн.

8.18.5. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, платіж за розрахункову добу (Доіэекс2) згідно з формулою:

,

де

-

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, платіж за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку, який визначається за формулою:

,

де

ΔД

-

небаланс платежів в Оптовому ринку, грн.

8.18.6. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, платіж (Дпэп) за розрахункову добу за такою формулою:

,

де

Дпнп

-

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку, який визначається за формулою:

,

де:

-

додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування, який нараховується Розпорядником системи розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ, грн;


-

обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом для Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ, грн;


-

обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ, грн;


-

сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу, грн.

8.18.7. Розпорядник системи розрахунків визначає за розрахункову добу небаланс платежів в Оптовому ринку (ΔД) за формулою:

8.18.8. Сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу (Дкп) визначається за формулою:

,

де

,

-

обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу визначається за формулами:

для першого класу споживачів

;

для другого класу споживачів

,

де:

-

фактичний обсяг купівлі електричної енергії за розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника електроенергії за регульованим тарифом;


,

-

питома вага прогнозованого місячного обсягу купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпоряднику системи розрахунків Місцевим постачальником. ;


,

-

вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків.

8.18.9. Вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом (Т(I)тм, Т(II)тм), визначаються Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:

1) для постачальника електричної енергії за регульованим тарифом:

перший клас споживачів:

;

другий клас споживачів:

;

2) для постачальників електричної енергії за нерегульованим тарифом:

перший клас споживачів:

;

другий клас споживачів:

,

де:

,

-

прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;


,

-

прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку всіма постачальниками електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;


,

-

місячний обсяг коригування платежу постачальника електричної енергії за регульованим тарифом у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ;


,

-

місячний обсяг коригування платежу сумарно по всіх постачальниках електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ.

8.18.10. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за розрахункову добу (Дзб) за такою формулою:

,

де

Кзб

-

ставка збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, що визначена Податковим кодексом України, у відсотках.

8.18.11. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, остаточний платіж за розрахункову добу (Доіекф1) за такою формулою:

.

8.18.12. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, остаточний платіж за розрахункову добу (Доіекф2) за такою формулою:

.

8.18.13. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, остаточний платіж за розрахункову добу (Дпэпф) за такою формулою:

.

8.18.14. На період, визначений погодженим НКРЕ рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії України, Розпорядник системи розрахунків визначає платежі Постачальникам з урахуванням Порядку закупівлі електричної енергії на Оптовому ринку електричної енергії України Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, що є стороною Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотації для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом, який наведений у Додатку Е.

{Підрозділ 8.18 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.19. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними

8.19.1. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за звітний місяць для кожного Виробника та Постачальника. При розрахунку середньозваженої ціни Постачальника за звітний місяць ураховується сума добових платежів цього Постачальника без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію.

8.19.2. По закінченні розрахункового місяця Розпорядник системи розрахунків за даними пункту 6.2.7 та середньозваженими за місяць цінами уточнює платежі всім Членам Оптового ринку та Сторонам Договору, за винятком виробників, які працюють за встановленим НКРЕ двоставочним тарифом.

Для виробників, які працюють за встановленим НКРЕ двоставочним тарифом, уточнення платежу здійснюється окремо для платежу за електроенергію (за даними пункту 6.2.7 і встановленою НКРЕ ставкою плати за електричну енергію) та платежу за робочу потужність (виходячи із величини фактичної робочої потужності за розрахунковий місяць і встановленої НКРЕ на розрахунковий квартал ставки плати за робочу потужність, розділеної на кількість днів у розрахунковому кварталі та помноженої на кількість днів у розрахунковому місяці).

8.19.3. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за звітний місяць (Дмзб) за такою формулою:

,

де:

-

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць, грн;


-

фактичний платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичної ситеми України до енергетичних систем інших країн, за звітний місяць, грн;


-

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць, грн;


-

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць, грн;


-

фактичний платіж оператора зовнішніх перетоків за куплену електричну енергію, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", за звітний місяць, грн.

{Пункт  8.19.3 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.19.4. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, фактичний платіж за звітний місяць (Доімекф1) за такою формулою:

,

де:

-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її споживачам на території України, за звітний місяць, МВт·год;


-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках на виконання розпоряджень Кабінету Міністрів України, за звітний місяць, МВт·год;


-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за звітний місяць, МВт·год.

{Пункт  8.19.4 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.19.5. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, фактичний платіж за звітний місяць (Доімекф2) за такою формулою:

.

{Пункт  8.19.5 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.19.6. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, фактичний платіж за звітний місяць (Дпмэпф) за такою формулою:

.

{Пункт  8.19.6 в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.19.7. Розпорядник системи розрахунків повинен надавати Сторонам Договору дані та інформацію, визначені в Інструкції про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (Додаток 3 до Договору) та Інструкції про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (Додаток 4 до Договору).

{Пункт в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}

8.19.8. На період, визначений погодженим НКРЕ рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії України, Розпорядник системи розрахунків визначає уточнення платежів постачальникам за звітними місячними даними з урахуванням Порядку закупівлі електричної енергії на Оптовому ринку електричної енергії України Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, що є стороною Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотації для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом, який наведений у Додатку Е.

{Пункт в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}


Додаток А
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

УМОВНІ ПОЗНАЧЕННЯ

Підрядкові індекси:

б - блок;

в - виробник;

і - зовнішній переток;

м - розрахунковий місяць;

о - оператор зовнішнього перетоку

п - Постачальник;

р - розрахунковий період;

с - електростанція;

т - територія здійснення ліцензованої діяльності постачальника за регульованим тарифом;

х - точки зростання;

аес - атомна електростанція.

Умовні позначення

Одиниця виміру

Визначення

Δ

відносні одиниці

допустиме відхилення виробництва блоком

ΔД

грн.

небаланс платежів в Оптовому ринку

ΔРрегбр(Бу)

МВт

заявлений діапазон регулювання блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

ΔРрегбр(ОЕС)

МВт

заявлений діапазон регулювання блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

ΔРфрегбр

МВт

фактичний регулюючий діапазон блоку

ΔС

-

допустиме відхилення рівня цінових заявок, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

C(Бу), D(Бу)

коефіцієнти обмеження, що характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками, до нерівномірності графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначаються Розпорядником системи розрахунків

C(ОЕС), D(ОЕС)

коефіцієнти обмеження, що характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками, до нерівномірності графіку покриття іншої частини ОЕС України, що визначаються Розпорядником системи розрахунків

m

-

ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для "острова Бурштинської ТЕС"

n

-

ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного покриття, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ, для іншої частини ОЕС України

Nгбр

від 0 до 4

група робочої потужності блоку в заданому графіку навантаження

Nкв

діб

кількість діб у розрахунковому кварталі

Nфбр

від 0 до 4

фактична група робочої потужності блоку

Start-End

-

особливий розрахунковий період, який установлюється Радою ринку за поданням диспетчерського центру

ВЗбр

0 чи 1

ознака вимушеної роботи блоку відповідно до термінових та/або аварійних заявок виробників

ВПбр

0 чи 1

ознака фактичного пуску блоку

ВРбр

0 чи 1

ознака роботи блоку за вимогами режиму ОЕС України

ВСбр

0 чи 1

ознака роботи блоку за вимогами режиму електромережі ENTSO-E

Драес

грн.

платежі атомним електростанціям

Дбевр

грн.

додатковий платіж на будівництво блоків виробнику, який працює за ціновими заявками

Двбс

грн.

додатковий платіж на будівництво енергоблоків виробнику, який не працює за ціновими заявками

Двбр

грн.

плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи

Дрвв

грн.

платежі за проведення централізованого диспетчерського управління та використання магістральних та міждержавних електромереж

Дргм

грн.

додатковий платіж на використання газомазутних блоків

грн.

сумарний платіж за розрахункову добу виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії, забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, та купують електричну енергію з Оптового ринку, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім платежів атомним електростанціям

Двдт

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, за розрахункову добу

грн.

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, за розрахунковий період

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за розрахунковий період

грн.

остаточний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, за розрахункову добу

грн.

фактичний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, за звітний місяць

грн.

остаточний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за розрахункову добу

грн.

фактичний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за звітний місяць

Дзб

грн.

розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за розрахункову добу

Дзбвр

грн.

додатковий платіж виробнику на виконання законодавчих актів та урядових рішень, погашення безнадійного боргу

Дмзб

грн.

розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за звітний місяць

Дрзп

грн.

коригування платежів Постачальників

Дрзп1

грн.

коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям

Дрзп2

грн.

коригування платежів Постачальників відповідно до платежів виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії, забезпечують технологічні перетоки електричної енергії та купують електричну енергію з Оптового ринку, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім платежів атомним електростанціям

Дзпалм(Бу)

грн.

прогнозна паливна складова витрат на виробництво електричної енергії у розрахунковому місяці блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Дзпалм(ОЕС)

грн.

прогнозна паливна складова витрат на виробництво електричної енергії у розрахунковому місяці блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

грн.

платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок по і-х зовнішніх перетоках, за розрахункову добу

Дкп

грн.

сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу

Дпк(I), Дпк(II)

грн.

обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України

Дк(I)пм, Дк(II)пм

грн.

місячний обсяг коригування платежу постачальника електричної енергії за регульованим тарифом у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ

Дк(I)тм, Дк(II)тм

грн.

місячний обсяг коригування платежу сумарно по всіх постачальниках електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ

Дпкп

грн.

обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ

Дркп

грн.

обсяги компенсаційних платежів для постачальників

Дкрвр

грн.

зменшення платежу виробнику, який працює за ціновими заявками, за користування додатково отриманими коштами

грн.

платіж оператора зовнішніх перетоків за куплену електричну енергію, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", за розрахункову добу

грн.

фактичний платіж оператора зовнішніх перетоків за куплену електричну енергію, необхідну для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", за звітний місяць

Дмнбр

грн.

платіж блоку за маневреність

Дмнбр(Бу)

грн.

платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Дмнбр(ОЕС)

грн.

платіж за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

Днвквр

грн.

величина зменшення платежу виробнику за порушення Порядку підготовки та фінансування проектів з метою реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій у частині нецільового використання енергогенеруючою компанією коштів кредитів або інвестицій, отриманих для реалізації проекту реконструкції та модернізації теплових електростанцій

Дпнп

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку

Двот

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ одноставочного тарифу на електричну енергію

Дпбр

грн.

платіж блоку за пуск

Дппв

грн.

обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом для Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ

Дрпв

грн.

обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

Дрбр

грн.

сумарна плата блоку, крім платежу за відпущену електроенергію

Дреквр

грн.

додатковий платіж виробнику на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання виробника

Дрмбр(Бу)

грн.

платіж за робочу потужність блоку, який працює в "острові Бурштинської ТЕС"

Дрмбр(ОЕС)

грн.

платіж за робочу потужність блоку, який працює в іншій частині ОЕС України

Дрмбр

грн.

платіж блоку за робочу потужність

Дбррозв

грн.

платіж блоку за розвантаження станції нижче мінімально допустимого складу обладнання

Дсвр

грн.

додатковий платіж виробнику в разі виникнення спірних питань

Двсе

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію

грн.

додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по і-х зовнішніх перетоках, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування, який нараховується Розпорядником системи розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ

Дпсп

грн.

додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її споживачам на території України, у разі вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого узгодженого коригування, який нараховується Розпорядником системи розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ

Двсрм

грн.

платіж виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію

Дссср

грн.

сумарний платіж електростанції

грн.

платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичних систем інших країн до енергетичної ситеми України, за розрахункову добу

грн.

платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичної ситеми України до енергетичних систем інших країн, за розрахункову добу

грн.

фактичний платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичної ситеми України до енергетичних систем інших країн, за звітний місяць

Дфупвм-2(Бу)

грн.

фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", за місяць, який передував попередньому розрахунковому місяцю

Дфупвм-2(ОЕС)

грн.

фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, за місяць, який передував попередньому розрахунковому місяцю

Двцз

грн.

сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується виробнику, який працює за ціновими заявками

Дшбр

грн.

зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи

Дшрбр

грн.

зменшення платежу блоку виробника, який працює за ціновими заявками, за недотримання планових термінів ремонтів

Дэбр

грн.

розрахунковий платіж блоку за відпущену електроенергію

Дэср

грн.

платіж електростанції за відпущену в Оптовий ринок електроенергію

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за розрахункову добу

грн.

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць

Дпэп

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу

Дэппр

грн.

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахунковий період

Дэппм

грн.

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за звітний місяць без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

Дпэпф

грн.

остаточний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за розрахункову добу

Дэпфпм

грн.

фактичний платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, за звітний місяць

Дрэр

грн.

платіж за послуги ДПЕ

ДМ

від 0 до 1

граничний відносний діапазон регулювання, який встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ

ДЗбр

0 чи 1

ознака заданої диспетчером зупинки блоку

ДПбр

0 чи 1

ознака заданого диспетчером пуску блоку

ДФбр

0 чи 1

ознака переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж ENTSO-E і навпаки

Зптбр

грн./МВт·год.

витрати на холостий хід блоку

Зфптбр

грн./МВт·год.

фактичні витрати на холостий хід блоку

Кнкре

грн./МВт·год.

обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ

Кгцснкре

грн./МВт·год.

гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ

Кзб

%

ставка збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

Кмнмах(Бу)

коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що розраховується Розпорядником системи розрахунків

Кмнмах(ОЕС)

коефіцієнт маневреності, який визначає максимальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків

Кмнмін(Бу)

коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Кмнмін(ОЕС)

коефіцієнт маневреності, який визначає мінімальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Кпв(I)тм, Кпв(II)тм

відносні одиниці

питома вага прогнозованого місячного обсягу купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що надаються Розпоряднику системи розрахунків Місцевим постачальником

Кпз(Бу)

грн./МВт

регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС", що визначається Розпорядником системи розрахунків

Кпз(ОЕС)

грн./МВт

регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України, що визначається Розпорядником системи розрахунків

Крпс

відносні одиниці

коефіцієнт технологічних витрат електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами

Кш

число

коефіцієнт штрафу

Кэв

коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які працюють за ціновими заявками

Мбр

0 чи 1

ознака маневреності блоку

Нбр

0 чи 1

ознака невиконання блоком диспетчерського графіка

Нвбр

0 чи 1

ознака вимушеної роботи блоку (0 - за вимогою системи, 1 - за заявкою виробника)

Нбнвц

0 чи 1

ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок

Нбнзц

0 чи 1

ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок

Нрембр

1 чи 0

ознака порушення блоком виробника, який працює за ціновими заявками, затверджених термінів планових ремонтів

ОАбр

1 чи 0

ознака обов'язкового включення блока, для випробувань терміном на 24 години після аварійних та планових поточних ремонтів

ОБб

0 чи 1

ознака пропозицій виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був включений в роботу раніше

ОВбр

0 чи 1

ознака обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після капітального та середнього ремонту

ОКбр

0 чи 1

ознака обов'язкової роботи блоку для проведення випробувань після будівництва, реконструкції та модернізації

ОПбр

1 чи 0

ознака обов'язкового включення в роботу газомазутного блока

ОРб

0 чи 1

ознака згоди на відключення блоку (корпусу) у випадку розвантаження станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму протягом усіх розрахункових періодів доби

ОТб

0 чи 1

ознака знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива

ПМНЕ

-

періоди максимального навантаження енергосистеми, які встановлюються диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ

Рбх

МВт

опорна потужність

Рівн

МВт

пропускна здатність зовнішнього перетоку

Ргбр

МВт

заданий графік навантаження блоку

Рбрдmin

МВт

обмеження мінімальної потужності блоку за вимогами ОЕС України

Рбрдmax

МВт

обмеження максимальної потужності блоку за вимогами ОЕС України

Рексоір

МВт

графік експорту електричної енергії оператора зовнішніх перетоків

Риэір

МВт

прогноз і-го зовнішнього перетока

Рімпоір

МВт

графік імпорту електричної енергії оператора зовнішніх перетоків

Рмб

МВт

максимальна потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі

Рбм1

МВт

максимальна потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі

Рсммр

МВт

максимальна потужність електростанції в моторному режимі

Рмрср

МВт

потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі

Рбнmin

МВт

технічний мінімум навантаження моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі

Рбнmin1

МВт

технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі

Ррнес

МВт

величина несумісної потужності, що визначається як різниця між сумарною потужністю, яка складається із потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками, потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання станції, за вимогами режиму ОЕС України і відповідно до термінових та/або аварійних заявок виробника, сумарного резерву на розвантаження за вимогами диспетчерського центру з одного боку та заданим покриттям з другого

Роб

%

коефіцієнт корисного відпуску блоку

Рос

%

коефіцієнт корисного відпуску електростанції

Ррпк

МВт

прогноз необхідного покриття

Рпкр(Бу)

МВт

величина покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС"

Рпкр(ОЕС)

МВт

величина покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України

Ррпкп

МВт

попередній прогноз необхідного покриття

Ррпт

МВт

прогноз споживання

Рбррmax

МВт

максимальна робоча потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (початково або остаточно заявлена)

Рбррmax1

МВт

максимальна робоча потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі роботи (початково або остаточно заявлена)

Рбррmin

МВт

мінімальна робоча потужність моноблоку або двокорпусного блоку при роботі у двокорпусному режимі (початково або остаточно заявлена)

Рбррmin1

МВт

мінімальна робоча потужність двокорпусного блоку при роботі в однокорпусному режимі роботи (початково або остаточно заявлена)

Ррфбр

МВт

фактична робоча потужність блоку

Рврф

МВт

фактична робоча потужність виробника за розрахункову добу

Руб

МВт

встановлена потужність блоку

Рус

МВт

встановлена потужність електростанції

Рэппр

МВт

прогноз споживання Постачальника

Себ

грн./МВт

питома економія витрат блоку

Сбпит

грн./МВт·год.

розрахункова заявлена ціна, визначена на розрахунковий період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності

Сбпит(к)

грн./МВт·год.

розрахункова заявлена ціна, визначена на розрахунковий період максимального покриття за умови роботи блоку в період Start - End на максимальній заявленій робочій потужності, відповідно до контрольної цінової заявки

Т(I)тм, Т(II)тм

грн./МВт·год.

вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків

Твее

коп./кВт·год.

встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну енергію

Тімпоі

грн./МВт·год.

установлена НКРЕ ціна купівлі Оптовим постачальником імпортованої електричної енергії

грн./МВт·год.

установлена НКРЕ ціна продажу електричної енергії з Оптового ринку, необхідної для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС"

Твнб

коп./кВт·год.

надбавка до тарифу на електричну енергію на будівництво енергоблоків

Тоб

год.

мінімальна тривалість простою блоку між послідовними циклами роботи

Тбпідкл

год.

регламентна тривалість підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного блоку при роботі блоку в однокорпусному режимі

Тбпуск

год.

регламентна тривалість пуску, яка відображає тепловий стан блоку (корпусу)

Трб

год.

мінімальна тривалість роботи блоку між послідовними циклами зупинки

Трп

год.

тривалість розрахункового періоду

Тсг

год.

тривалість добового графіка

Тбсг

год.

тривалість добового заданого графіка блоку

Твсе

коп./кВт·год.

встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію в складі двоставочного тарифу на електричну енергію

Твсрм

грн./МВт

встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка плати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на електричну енергію

Ттпоі

грн./МВт·год.

установлена НКРЕ ціна електричної енергії за забезпечення технологічного перетоку оператором зовнішнього перетоку

Тбфсг

год.

фактична тривалість роботи блоку

Цббр

грн./МВт·год.

ціна блоку

Цзбх

грн./МВт·год.

прирощена ціна блоку

Цзвбр

грн./МВт·год.

фактична ціна блоку

Цизбр

грн./МВт·год.

розрахункова прирощена ціна блоку

Цбризв

грн./МВт·год.

фактична розрахункова прирощена ціна блоку

Цбрмиз

грн./МВт·год.

розрахункова прирощена ціна блоку, яка визначається для розрахункового періоду максимального покриття

Цмнбр(Бу)

грн./МВт·год.

ціна за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Цмнбр(ОЕС)

грн./МВт·год.

ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України

Цнр

грн./МВт·год.

націнка до оптової ринкової ціни

Црок

грн./МВт·год.

оптова ціна закупки

Црор

грн./МВт·год.

оптова ринкова ціна з урахуванням обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

Црорд

грн./МВт·год.

оптова ринкова ціна без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

Цпб

грн.

вартість пуску блоку

Цбп1

грн.

вартість пуску першого корпусу двокорпусного блоку

Цбп2

грн.

вартість пуску другого корпусу двокорпусного блоку

Црпс

грн./МВт·год.

гранична ціна системи

Црзбр

грн./МВт·год.

розрахункова ціна блоку

Црм(1)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків першої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(2)(Бу)

грн./МВт

ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(2)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків другої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(3)(Бу)

грн./МВт

ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(3)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків третьої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(4)р(Бу)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків четвертої групи, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС"

Црм(1)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків першої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црм(2)(ОЕС)

грн./МВт

ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(2)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків другої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црм(3)(ОЕС)

грн./МВт

ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ

Црм(3)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків третьої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црм(4)р(ОЕС)

грн./МВт

ціна робочої потужності для блоків четвертої групи, які працюють в іншій частині ОЕС України

Црозв

грн./МВт

ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, яка визначається Розпорядником системи розрахунків

Цбхх

грн./год.

ціна холостого ходу блоку

Цбхх1

грн./год.

ціна холостого ходу блоку в однокорпусному режимі двокорпусного блоку

Цбхх2

грн./год.

ціна холостого ходу блоку в двокорпусному режимі двокорпусного блоку

Цххрбр

грн./год.

розрахункова ціна холостого ходу блоку

Цвцз

грн.

середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок виробника, який працює за ціновими заявками, за розрахункову добу

Цэср

грн./МВт·год.

середньозважена ціна за відпущену електроенергію станцією виробника, що працює за ціновими заявками

Эбрmax

МВт·год.

заявлений максимальний обсяг виробітку блоку в розрахунковий період

Эв+бр

МВт·год.

обсяг перевиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи

Эв-бр

МВт·год.

обсяг недовиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи

Эвнір

МВт·год.

зовнішній переток електричної енергії (імпорт та експорт)

Эгбр

МВт·год.

заданий графік виробництва електроенергії блоком

Эдбр

МВт·год.

виробіток електричної енергії, який заданий диспетчером

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках на виконання розпоряджень Кабінету Міністрів України, за розрахунковий період

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках на виконання розпоряджень Кабінету Міністрів України, за звітний місяць

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за розрахунковий період

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за звітний місяць

Эімпоір

МВт·год.

обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку за розрахунковий період

МВт·год.

обсяг продажу електричної енергії з Оптового ринку, необхідної для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", за розрахунковий період

Эп(I)пм, Эп(II)пм

МВт·год.

прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів

Эп(I)тм, Эп(II)тм

МВт·год.

прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку всіма постачальниками електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів

Эрпс

МВт·год.

технологічні витрати електричної енергії на її передачу магістральними та міждержавними мережами

Эптпм

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку за звітний місяць Постачальником з метою продажу її споживачам на території України

Эптпр

МВт·год.

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її споживачам на території України

Эптпт

МВт·год.

фактичний обсяг купівлі електричної енергії за розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника електроенергії за регульованим тарифом

Эррпт

МВт·год.

фактичне розрахункове покриття

МВт·год.

обсяг і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичних систем інших країн до енергетичної системи України, за розрахунковий період

МВт·год.

обсяг і-го технологічного перетоку електричної енергії, що переміщується з енергетичної ситеми України до енергетичних систем інших країн, за розрахунковий період

Эфбр

МВт·год.

фактичний виробіток блоку

Эвфо

МВт·год.

фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок Виробником за розрахункову добу

Эфоаеср

МВт·год.

фактичний відпуск електроенергії атомними електростанціями

Эфоср

МВт·год.

фактичний відпуск електричної енергії станції

Эфоср-аес

МВт·год.

сума фактичного відпуску електричної енергії виробниками, які не працюють за ціновими заявками, обсягу імпортованої електричної енергії, обсягу технологічного перетоку електричної енергії та обсягу електричної енергії, необхідного для компенсації технологічних витрат електроенергії, які виникають при її транзиті магістральними та міждержавними електричними мережами "Острову Бурштинської ТЕС", крім атомних електростанцій

{Додаток А із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 1032 від 09.08.2012, № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013}


Додаток Б
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

ПОРЯДОК
розрахунку цінових заявок

1. Розрахунок середньозваженої ціни умовного палива

1.1. Середньозважена ціна умовного палива на виробництво електричної енергії (Цбупе, грн./т.у.п.) розраховується за формулою:

,

де:

к

-

вид натурального палива (вугілля, газ, мазут), підрядковий індекс;


Цнпбк

-

ціна натурального палива з урахуванням витрат на транспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис.м3;


КQбк

-

калорійний еквівалент переведення натурального палива в умовне;


rебк

-

відсоток використання умовного палива на виробництво електроенергії, %.

1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку (Цбупп, грн./т.у.п) розраховується за формулою:

,

де

rпбк

-

відсоток використання умовного палива на пуск блоку, %.

2. Розрахунок вартості пуску блоку

2.1. Для моноблоків розраховуються чотири вартості пусків блоку із відповідних теплових станів блоку - гарячого, двох напівпрохолодних та холодного (Цпб, грн.) за формулою:

ЦпббуппхВпб,

де

Впб

-

витрати умовного палива на пуск моноблоку з відповідного теплового стану, т.у.п.

2.2. Для двокорпусних блоків розраховуються:

1) чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Цбп1, грн.) за формулою:

Цбп1буппхВбп1,

де

Вбп1

-

витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом з відповідного теплового стану, т.у.п.;

2) вартість пуску (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Цбп2, грн.) за формулою:

Цбп2буппхВбп2,

де

Вбп2

-

витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом, т.у.п.

2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (Впб), витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом (Вбп1) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Вбп2) визначаються виробниками згідно із затвердженими центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, енергетичними характеристиками обладнання блоків, які експлуатуються виробниками.

3. Розрахунок прирощених цін на відпущену електроенергію

3.1. Виробник здійснює вибір не менше двох та не більше чотирьох опорних точок потужностей блоку (корпусу) (Рбх, МВт) за умов, що в усіх розрахункових періодах доби мають виконуватись наступні вимоги:

для моноблоків:

Рб1Рбррmin;

Рб4 повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного блоку, а для теплофікаційних блоків - на кривій у залежності від планового відпуску теплової енергії зовнішнім споживачам із відборів турбін;

для двокорпусних блоків:

Рб1Рбррmin1 при роботі блоку в однокорпусному режимі;

Рб3Рбррmin при роботі блоку у двокорпусному режимі;

Рб2 повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного блоку при роботі в однокорпусному режимі;

Рб4 повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного блоку при роботі в двокорпусному режимі.

3.2. Витрати умовного палива за годину роботи блоку (корпусу) на відповідних опорних точках потужності (Вбх, кг/год.) розраховуються за формулою:

Вбхбххbпбх,

де

bпбх

-

прогнозовані питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт·год.

3.3. Прогнозні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію (bпбх) визначаються за формулою:

bпбх=bвнбх+Δbсумбх,

де:

bвнбх

-

вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, що визначаються за кривою графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), затвердженого центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, г/кВт·год.;


Δbсумбх

-

сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт·год.

3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію (Δbсумбх) визначається за формулою:

,

де

Δbбхj

-

j-та поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію щодо прогнозованих на наступну розрахункову добу умов роботи блоку (корпуса), що відрізняються від умов, згідно з якими побудована крива графіку вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), г/кВт·год.

3.5. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності моноблоку (ΔВбх, кг/МВт·год.) розраховуються за формулою:

1) для першої опорної точки потужності (Рб1):

де

Вбхх

-

витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.1.2 цього порядку, грн./год.;

2) для інших опорних точок потужностей блоку (Рбх):

3.6. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності двокорпусного блоку (ΔВбх) розраховуються за формулою:

1) для першої опорної точки потужності (Рб1):

2) для другої опорної точки потужності (Рб2):

3) для третьої опорної точки потужності (Рб3):

4) для четвертої опорної точки потужності (Рб4):

де

Вбхх1 та Вбхх2

-

витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку в однокорпусному та двокорпусному режимі на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.2.2 цього порядку, грн./год.

3.7. Якщо в результаті розрахунку не виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, виробник вибирає інші опорні точки потужності блоку (корпусу), для яких здійснює перерахунок приростів витрат умовного палива на зміну потужності.

Для двокорпусних блоків умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива між другою та третьою опорними точками потужності може не виконуватись у випадку, коли перша і друга опорні точки потужності відповідають роботі двокорпусного блоку в однокорпусному режимі, а третя і четверта опорні точки потужності - роботі блоку в двокорпусному режимі. Цей розрив має відповідати нормативним характеристикам конкретного тепломеханічного обладнання.

3.8. Для вибраних опорних точок потужності, для яких виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, розраховуються прирощені ціни блоку (корпусу) (Цзбх, грн./МВт·год.) за формулою:

ЦзбхбупехΔВбх/1000.

4. Розрахунок ціни холостого ходу блоку

4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоків

4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Цбхх, грн./год.) розраховується за формулою:

ЦбххбупехВбхх/1000.

4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході (Вбхх) визначаються за такими правилами:

1) якщо в розрахункові періоди, що знаходяться в інтервалі End Ј р Ј Start, виконуються умови

та Рбнminбmin>0,

то ,

де:

Рбнmin

-

технічний мінімум навантаження моноблоку, МВт;


Рбррmax

-

максимальна заявлена робоча потужність блоку, МВт;


Рбmin

-

мінімальна робоча потужність, яка в усіх випадках більше нуля та визначається як мінімальна із мінімальних заявлених робочих потужностей блоку (Рбррmin) в розрахункових періодах, що знаходяться в інтервалі EndрStart, за формулою:

Рбmin=min(Рбррmin);


-

опорна точка потужності, наступна після мінімальної робочої потужності моноблоку визначається за формулою:


ΔРб

-

приріст потужності, МВт;


Вбmin

-

витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на мінімальній робочій потужності (Рбmin), кг/год.;


-

витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної робочої потужності , кг/год.;


Кхх

-

коригуючий коефіцієнт холостого ходу, Кхх=0,9;

2) в інших випадках:

,

де:

-

опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму моноблоку, визначається за формулою:


Вбнmin

-

витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на технічному мінімумі навантаження (Рбнmin), кг/год.;


-

витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження , кг/год.

4.2. Розрахунок ціни холостого ходу для двокорпусних блоків

4.2.1. Ціна холостого ходу для двокорпусних блоків розраховується за формулою:

1) для однокорпусного режиму роботи блоку:

Цбхх1бупехВхх1б/1000,

де

Вбхх1

-

витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год.;

2) для двокорпусного режиму роботи блоку:

Цбхх2бупехВбхх2/1000,

де

Вбхх2

-

витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в двокорпусному режимі, кг/год.

4.2.2. Витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку на холостому ході розраховуються за формулою:

1) для однокорпусного режиму роботи блоку:

,

де:

Рбнmin1

-

технічний мінімум навантаження першого корпусу, МВт;


-

опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження першого корпусу, визначається за формулою:


Вбнmin1

-

витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Рбнmin1), кг/год.;


-

витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження першого корпусу , кг/год.;

2) для двокорпусного режиму роботи блоку:

,

де:

Рбнmin2

-

технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку, МВт;


-

опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку, визначається за формулою:


Вбнmin2

-

витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Рнmin2б), кг/год.;


-

витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку , кг/год.

4.3. Визначення приросту потужності

4.3.1. Приріст потужності (ΔРб) визначається за такими правилами:

ΔРб=5 МВт - для двокорпусного та однокорпусного режиму роботи двокорпусного блоку 100 МВт;

ΔРб=5 МВт - для моноблоків Руб210 МВт та однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210уб325 МВт;

ΔРб=10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму блоків 210уб325 МВт;

ΔРб=15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусного блоку 325уб800 МВт;

ΔРб=20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму двокорпусних блоків 325уб800 МВт,

де Руб - встановлена потужність блоку, МВт.

4.4. Встановлення технічного мінімуму навантаження блоку (корпусу)

4.4.1. Технічний мінімум навантаження моноблоку (Рбнmin), двокорпусного блоку (Рбнmin2) та першого корпусу двокорпусного блоку (Рбнmin1) встановлюється згідно з узгодженим рішенням технічних керівників виробника на підставі даних заводів-виробників устаткування, умов і режимів роботи, зазначених в інструкції з експлуатації, та доведений до відома диспетчерського центру.



Додаток В
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

МІНІМАЛЬНО ДОПУСТИМИЙ СКЛАД
обладнання електростанцій, що входять до складу виробників, які працюють за ціновими заявками

№ з/п

Назва виробника та станції, яка входить до його складу

Варіанти включення обладнання

Мінімально допустима кількість блоків з мінімальним навантаженням, що мають знаходитися в роботі для забезпечення надійної роботи станції, в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря

t10°C

10°C>t5°C

5°C>t0°C

0°C>t-5°C

-5°C>t-10°C

-10°C>t-15°C

t

№ варіанту

№ блоків

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

кількість блоків

мінімальне навантаження блоку, МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1

Слов'янська ТЕС

варіант 1

7

0,5

300

0,5

300

0,5

300

1

580

1

580

1

580

1

580

2

варіант 2

3

1

35

1

35

1

35

1

35

1

35

1

35

1

35

3

Старобешівська ТЕС

варіант 1

4 - 13

2

140

2

140

2

150

3

140

4

140

4

150

4

160

4

Запорізька ТЕС

варіант 1

1 - 4

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

230

3

250

5

5 - 7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6

варіант 2

1 - 4

1

190

1

190

1

190

1

200

1

250

1

250

1

280

7

5 - 7

1

500

1

500

1

500

1

540

1

600

1

650

1

720

8

Криворізька ТЕС

варіант 1

1 - 10

2

225

2

225

2

225

2

235

3

225

3

230

3

250

9

Придніпровська ТЕС

варіант 1

7 - 10

1

105

2

105

2

110

2

120

3

105

3

130

3

135

10

11 - 14

1

225

1

225

1

225

1

230

1

225

1

225

1

275

11

варіант 2

7 - 10

2

105

2

105

2

110

2

120

3

105

3

130

3

135

12

11 - 14

-

-

1

225

1

225

1

230

1

225

1

225

1

275

13

Бурштинська ТЕС

варіант 1

1 - 12

2

130

2

160

3

130

3

130

4

140

4

150

4

170

14

Добротвірська ТЕС

варіант 1

5, 6

-

-

-

-

-

-

1

80

1

80

1

80

1

80

15

7, 8

2

105

2

105

2

105

1

130

2

105

2

110

2

120

16

варіант 2

5, 6

1

80

1

80

1

80

1

80

2

80 + 60

2

80 + 70

2

80

17

7, 8

1

105

1

105

1

110

1

130

1

110

1

120

1

130

18

Ладижинська ТЕС

варіант 1

1 - 6

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

225

3

250

19

Вуглегірська ТЕС

варіант 1

1 - 4

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

230

3

250

20

5 - 7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21

варіант 2

1 - 4

1

190

1

190

1

190

1

200

1

250

1

250

1

280

22

5 - 7

1

500

1

500

1

500

1

540

1

600

1

650

1

720

23

Зміївська ТЕС

варіант 1

1 - 6

1

140

1

140

2

140

2

140

2

150

2

150

2

160

24

7 - 10

1

210

1

210

1

210

1

210

1

230

1

250

1

270

25

Трипільська ТЕС

варіант 1

1 - 4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

26

5, 6

2

190

2

245

2

275

-

-

-

-

-

-

-

-

27

варіант 2

1 - 4

1

225

1

225

1

230

1

245

1

275

2

240

2

250

28

5, 6

1

140

1

150

1

150

1

250

1

250

1

220

1

240

29

варіант 3

1 - 4

2

225

2

225

2

225

2

235

2

250

3

225

3

245

30

5, 6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

31

Зуївська ТЕС

варіант 1

1 - 4

2

190

2

190

2

210

2

250

3

200

3

225

3

250

32

Курахівська ТЕС

варіант 1

3 - 9

2

140

2

140

2

140

3

140

4

140

4

150

4

165

33

Луганська ТЕС

варіант 1

9 - 11, 13 - 15

2

140

2

140

2

150

3

140

4

140

4

150

4

165

34

Харківська ТЕЦ-5

варіант 1

1, 2

2

50

2

70

1

50

1

70

1

90

1

90

1

100

35

3

-

-

-

-

1

140

1

150

1

170

1

210

1

230

36

Миронівська ТЕС

варіант 1

5

0,5

42

0,5

42

0,5

40

0,5

40

0,5

40

0,5

40

0,5

40

37

Київська ТЕЦ-5

варіант 1

1, 2

1

65

1

100

2

100

2

100

1

100

2

100

2

100

38

3

1

165

1

180

1

180

1

220

2

230

2

230

2

250

39

4

-

-

-

-

40

варіант 2

1, 2

2

65

2

65

1

65

1

90

1

100

2

100

2

100

41

3

-

-

1

165

2

165

2

165

2

230

2

230

2

250

42

4

150

150

43

варіант 3

1, 2

-

-

--

-

1

65

1

90

1

100

2

100

2

100

44

3

2

165

2

165

2

165

2

165

2

230

2

230

2

250

45

4

150

150

150

46

варіант 41

1, 2

2

65

2

65

2

100

2

100

1

100

2

100

2

100

47

3

1

165

1

165

1

180

1

220

2

230

2

230

2

250

48

4

150

150

49

варіант 51

1, 2

2

65

2

65

1

65

1

90

1

100

2

100

2

100

50

3

1

165

1

165

2

165

2

165

2

230

2

230

2

250

51

4

150

150

150

52

Київська ТЕЦ-6

варіант 1

1,2

1

150

2

150

2

160

2

170

2

180

2

210

2

230

__________
Примітки:

1. Варіанти включення обладнання Київської ТЕЦ-5 в опалювальний період.


2. Варіант включення обладнання Слов'янської ТЕС на період ремонту блоку № 7.




Додаток Г
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

ПОРЯДОК
роботи виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій

1. Дія Порядку роботи виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій (далі - Порядок) не поширюється на газо-мазутні блоки.

2. Основні принципи формування цінових заявок виробниками

2.1. Цінові заявки формуються виробниками та надаються Розпоряднику системи розрахунків на все роботоспроможне обладнання відповідно до Правил та пункту 2.2 Порядку на період його дії згідно з пунктом 5.2.9 Правил.

2.2. Якщо фактичні запаси вугілля на складі електростанції нижчі від запасів вугілля, визначених у розділі 4 Порядку, то виробник зобов'язаний у цінових заявках встановити блокам цієї електростанції ознаку знаходження поза резервом за відсутністю палива (ОТб), крім блоків, що забезпечують мінімально допустимий склад обладнання згідно з додатком В Правил. Для блоків, які фактично працюють у добі, що передує розрахунковій, та які можуть бути включені в роботу до заданого графіка навантаження на розрахункову добу, допускається відхилення фактичних запасів вугілля нижче рівня незнижуваних запасів вугілля не більше ніж на 10%, але не довше ніж протягом п'яти діб поспіль. Якщо блокам станції була встановлена ознака знаходження поза резервом за відсутністю палива ОТб=1, то зазначена ознака скасовується після досягнення та збереження фактичних запасів вугілля на станції не менше незнижуваних протягом трьох діб поспіль.

3. Особливості вибору складу працюючих блоків виробників

3.1. Розпорядник системи розрахунків проводить щоденний моніторинг фактичних запасів вугілля на складі електростанції, які надаються виробниками в щоденній оперативній інформації до диспетчерського центру (макет 001 "Паливо") станом на 8:30 доби, що передує розрахунковій, на їх відповідність незнижуваним запасам вугілля на електростанціях, визначених у розділі 4 Порядку. Розпорядник системи розрахунків приймає інформацію в систему розрахунків щодо фактичних запасів вугілля на електростанціях від диспетчерського центру не пізніше 9 години 30 хвилин доби, що передує розрахунковій.

3.2. Вибір складу обладнання в роботу та резерв здійснюється Розпорядником системи розрахунків відповідно до пунктів 5.2.1-5.2.8 Правил з урахуванням пункту 3.4 Порядку.

3.3. Блокам, по яких цінові заявки в частині встановлення ознаки знаходження поза резервом за відсутністю палива подані з порушенням вимог пункту 2.2 Порядку, Розпорядник системи розрахунків самостійно встановлює ознаку знаходження блоку поза резервом за відсутністю палива.

3.4. У разі, якщо вибраного складу обладнання недостатньо для забезпечення прогнозу необхідного покриття, Розпорядник системи розрахунків додатково включає до заданого графіка навантаження по одному блоку на кожній електростанції з блоків, яким встановлена ознака знаходження поза резервом за відсутністю палива, у порядку першочергового включення блоків станцій з найбільшим відсотком запасів вугілля від визначених у розділі 4 Порядку. За таким принципом Розпорядник системи розрахунків здійснює вибір складу обладнання до забезпечення необхідного покриття.

4. Незнижувані запаси вугілля на складах електростанцій виробників, які працюють за ціновими заявками

Виробник/електростанція

Запаси палива, тис.т

грудень 2009

ВАТ "Дніпроенерго":

Криворізька ТЕС

200

Придніпровська ТЕС

200

Запорізька ТЕС

140

ВАТ"Донбасенерго":

Старобешівська ТЕС

200

Слов'янська ТЕС

200

ВАТ"Західенерго":

Бурштинська ТЕС

140

Добротвірська ТЕС

80

Ладижинська ТЕС

140

ВАТ"Центренерго":

Вуглегірська ТЕС

140

Трипільська ТЕС

200

Зміївська ТЕС

200

ТОВ "Східенерго":

Зуївська ТЕС

140

Курахівська ТЕС

140

Луганська ТЕС

200



Додаток Д
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

ПОРЯДОК
визначення показників, які використовуються для розрахунку цін за маневреність, робочу потужність та розвантаження блоків теплових електростанцій нижче мінімально допустимого складу обладнання

1. На підставі даних прогнозного балансу електричної енергії ОЕС України та прогнозних обсягів відпуску електроенергії в Оптовий ринок на розрахунковий місяць, затвердженого центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці (при проведенні розрахунків до початку розрахункового місяця), або прогнозного балансу електроенергії на вибраний період прогнозування (далі - період прогнозування), розрахованого Розпорядником системи розрахунків із урахуванням даних заявок виробників та постачальників електроенергії, диспетчерського центру, необхідної величини розвантаження теплових електростанцій нижче мінімально допустимого складу обладнання та інших даних, які Розпорядник системи розрахунків вважає необхідним врахувати, Розпорядник системи розрахунків визначає наступні величини:

1) очікувані обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Ем(Бу), МВт·год.), та блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України (Ем(ОЕС), МВт·год.), на період прогнозування;

2) прогнозовану величину розвантаження генеруючого обладнання виробників, які працюють за ціновими заявками, нижче мінімально допустимого складу обладнання на період прогнозування (Емрозв, МВт·год.).

2. На підставі даних НКРЕ щодо тарифів на продаж електричної енергії в Оптовий ринок виробниками та інших витрат, що входять до складу оптової ринкової ціни, а також рівня затвердженої НКРЕ прогнозованої оптової ринкової ціни на розрахунковий місяць Розпорядник системи розрахунків визначає обсяг коштів, що може бути нарахований виробникам, які працюють за ціновими заявками (ДмЦЗ, грн.), з урахуванням необхідності забезпечення оптової ринкової ціни на рівні прогнозованої (з допустимим відхиленням ΔЦ) на період прогнозування.

3. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дм(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дм(ОЕС), грн.), на період прогнозування за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

;

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

,

де:

Дпалм(Бу) та Дпалм(ОЕС)

-

прогнозовані витрати на паливо блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період прогнозування, що визначаються Розпорядником системи розрахунків на основі заявлених виробниками витрат на палива на виробництво електроенергії (Дзпалм(Бу), Дзпалм(ОЕС)) та відповідних ним обсягів продажу електроенергії у розрахунковому місяці і прогнозних обсягів продажу електроенергії на період прогнозування (Ем(Бу), Ем(ОЕС)), грн.;


Дупвм(Бу) та Дупвм(ОЕС)

-

прогнозовані умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період прогнозування, які визначаються за формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

де:

Дфупвм-2(Бу), Дфупвм-2(ОЕС)

-

фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, за місяць, що передував попередньому розрахунковому місяцю, грн. Фактичні умовно-постійні витрати повинні відповідати інформації, яка щомісячно надається в НКРЕ за формою звітності "6-НКРЕ-енерговиробництво";


Nпп

-

кількість діб у вибраному періоді прогнозування;


Nм

-

кількість діб у розрахунковому місяці.

4. Розпорядник системи розрахунків визначає ціну 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Црозв, грн./МВт) за такою формулою:

,

де

Тееаес

-

встановлений НКРЕ тариф на електричну енергію атомним електростанціям, коп./кВт·год.

5. На підставі щоденної інформації щодо рівня цінових заявок виробників, фактичних платежів з початку розрахункового місяця та даних прогнозного балансу електроенергії, розрахованого Розпорядником системи розрахунків, здійснюється прогнозування середньозважених цін електричної енергії для блоків, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (ЦееВу, грн./МВт·год.), та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (ЦееОЕС, грн./МВт·год.), на період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, а також прогнозування середньозважених цін електричної енергії для блоків, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (ЦВупрее, грн./МВт·год.), та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (ЦпрееОЕС, грн./МВт·год.), на період від останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність.

6. Розпорядник системи розрахунків визначає прогнозовані обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Езпм(Бу), МВт·год.), та блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України (Езпм(ОЕС), МВт·год.), у залишковому періоді вибраного періоду прогнозування з моменту введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

де:

Ефм(Бу) та Ефм(ОЕС)

-

фактичні обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця, МВт·год.;


Епрм(Бу) та Епрм(ОЕС)

-

обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що прогнозуються на період від останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, МВт·год.

7. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дмн+рпм(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дмн+рпм(ОЕС), грн.), за робочу потужність першої групи блоків та маневреність, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

де:

ΔДм(Бу) та ΔДм(ОЕС)

-

прогнозовані обсяги коштів, які можуть бути нараховані виробникам за робочу потужність другої, третьої та четвертої груп блоків, за пуски блоків (корпусів), за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи, з урахуванням можливих зменшень платежів за порушення режиму роботи (для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України) на період прогнозування, грн;


Деем(Бу), Деем(ОЕС)

-

прогнозовані платежі за електричну енергію блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період прогнозування, що визначаються за такою формулою:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

де

Дфеем(Бу) та Дфеем(ОЕС)

-

фактичні платежі за електричну енергію, нараховані з початку розрахункового місяця для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, грн.;


Дмрозв

-

прогнозований платіж виробникам, які будуть працювати складом обладнання нижче мінімально допустимого на період прогнозування, який визначається за такою формулою:

Дмрозв=ΣЦрозвхЕмрозв.

8. Обсяги коштів, які можуть бути нараховані за робочу потужність першої групи блоків та маневреність блокам, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дрпм(Бу), Дмнм(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Дрпм(ОЕС), Дмнм(ОЕС), грн.) у період прогнозування, розподіляється Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:

1) блокам, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

де

λ

-

частка коштів, що можуть бути нараховані за першу групу робочої потужності виробникам, які працюють за ціновими заявками, яка затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.

9. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинскої ТЕС", за першу групу робочої потужності (Дзп(рп)м(Бу), грн.) та маневреність (Дзп(мн)м(Бу), грн.), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, за першу групу робочої потужності (Дзп(рп)м(ОЕС), грн.) та маневреність (Дзп(мн)м(ОЕС), грн.), у залишковому періоді вибраного періоду прогнозування з моменту введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

де:

Дф(рп)м(Бу), Дф(мн)м(Бу) та Дф(рп)м(ОЕС), Дф(мн)м(ОЕС)

-

фактичні платежі за першу групу робочої потужності та маневреність, нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця, грн.


Дпр(рп)м(Бу), Дпр(мн)м(Бу) та Дпр(рп)м(ОЕС), Дпр(мн)м(ОЕС)

-

платежі за першу групу робочої потужності та маневреність блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, що прогнозуються на період від останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, грн.

10. Розпорядник системи розрахунків визначає коефіцієнти обмеження, які характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками, до нерівномірності графіку покриття іншої частини ОЕС України (C(ОЕС) та D(ОЕС)) та "острову Бурштинської ТЕС" (С(Бу) та D(Бу)) для робочих та вихідних днів, за такими формулами:

1) блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС":

D(Бу)=2хC(Бу),

де:

ΔРрегр(Бу)

-

сума прогнозованих Розпорядником системи розрахунків середніх погодинних діапазонів регулювання генеруючого обладнання, що планується в роботу за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" та середніх погодинних діапазонів регулювання іншого генеруючого обладнання, що планується в роботу для "острова Бурштинської ТЕС", МВт;


max(Рпкр(Бу))-Рпкр(Бу)

-

нерівномірність спрогнозованого Розпорядником системи розрахунків середнього погодинного покриття "острова Бурштинської ТЕС", МВт;

2) блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України:

D(ОЕС)=2хС(ОЕС),

де:

ΔРрегр(ОЕС)

-

сума прогнозованих Розпорядником системи розрахунків середніх погодинних діапазонів регулювання генеруючого обладнання, що планується в роботу за циклом "робота впродовж розрахункового періоду максимального покриття минулої доби - зупинка в резерв - робота в розрахунковій добі на вимогу системи" та середніх погодинних діапазонів регулювання іншого генеруючого обладнання, що планується в роботу для іншої частини ОЕС України, МВт;


max(Рпкр(ОЕС))-Рпкр(ОЕС)

-

нерівномірність спрогнозованого Розпорядником системи розрахунків середнього погодинного покриття іншої частини ОЕС України, МВт.

11. Розпорядник системи розрахунків за допомогою програмного забезпечення здійснює підбір показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)) для робочих та вихідних днів, використовуючи наступну вхідну інформацію:

1) прогнозоване Розпорядником системи розрахунків середнє погодинне покриття "острову Бурштинської ТЕС" та іншої частини ОЕС України характерних днів на період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність;

2) прогнозована Розпорядником системи розрахунків середня погодинна робоча потужність блоків першої групи "острову Бурштинської ТЕС" та іншої частини ОЕС України в характерні дні на період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та маневреність;

3) прогнозований Розпорядником системи розрахунків середній погодинний діапазон регулювання генеруючого обладнання, що планується в роботу за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі" та середній погодинний діапазон регулювання іншого генеруючого обладнання, що планується в роботу;

4) допустиме відхилення прогнозної оптової ринкової ціни для кожної доби у період прогнозування від затвердженої НКРЕ прогнозної оптової ринкової ціни (ΔЦ), що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.

Показники, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)), визначаються в цілих значеннях і, як правило, кратних 5.

12. Розпорядник системи розрахунків щоденно проводить розрахунки відхилення фактичного значення оптової ринкової ціни наростаючим підсумком з початку місяця від її прогнозного значення, затвердженого НКРЕ на відповідний розрахунковий місяць (з урахуванням допустимого відхилення ΔЦ).

Розпорядник системи розрахунків зобов'язаний виконати перерахунок показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)), а також ціни 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Црозв, грн./МВт) у випадках:

1) виявлення факту відхилення фактичної оптової ринкової ціни наростаючим підсумком з початку місяця від прогнозної оптової ринкової ціни, затвердженої НКРЕ на відповідний розрахунковий місяць (з урахуванням допустимого відхилення ΔЦ), більш ніж на 0,5%;

2) виявлення факту відхилення співвідношення Дм(Бу)м(ОЕС) від співвідношення фактичних платежів блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" та в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця більш ніж на 5%.

За підсумками розрахункового місяця за оперативними даними відхилення фактичної оптової ринкової ціни від прогнозної, затвердженої НКРЕ на відповідний розрахунковий місяць, не повинно перевищувати 0,015%. З метою цього, Розпорядник системи розрахунків має право останніми 5 днями розрахункового місяця провести перерахунок показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність блоків першої групи (Кпз(Бу) та Кпз(ОЕС)) та маневреність (Кмнмах(Бу) та Кмнмах(ОЕС)), а також ціни 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Црозв, грн./МВт) по фактичних оперативних даних розрахункового місяця.



Додаток Е
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Порядок
закупівлі електричної енергії на Оптовому ринку електричної енергії України Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, що є стороною Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотації для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом

1. Цей Порядок є невід’ємною частиною Правил Оптового ринку електричної енергії України та визначає особливості нарахування платежів Постачальнику, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, що є стороною Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, та вплив на порядок нарахування платежів для інших Постачальників, що здійснюють купівлю електричної енергії на Оптовому ринку.

2. Цей Порядок застосовується виключно для забезпечення нарахування платежів Постачальнику, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотації для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом за виконання всіх без виключення умов, зазначених у пунктах 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 та 2.5:

2.1. Середньомісячне споживання електричної енергії для власних технологічних потреб електрометалургійного підприємства за підсумками роботи у 2011 році становило понад 60 млн. кВт·год, що підтверджується довідкою, затвердженою відповідною енергопостачальною компанією та Держенергонаглядом;

2.2. Питома вага вартості електричної енергії у складі виробничої собівартості продукції металургійного виробництва електрометалургійного підприємства за підсумками роботи у 2011 році перевищує 30 відсотків, що підтверджується довідкою центрального органа виконавчої влади України, який забезпечує реалізацію єдиної державної політики економічного і соціального регіонального розвитку;

2.3. Відповідний Постачальник, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, є стороною чинного Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року;

2.4. Постачальник, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва не визнаний Невиконуючим зобов'язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, що визначений у пункті 24 цього Порядку;

2.5. Постачальник, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, уклав з ДП "Енергоринок" додаткову угоду за формою, визначеною пунктом 25 цього Порядку.

3. Даний Порядок діє до 15 січня 2014 року. Право на закупівлю електричної енергії за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, передбачене цим Порядком для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва та виконав вимоги пункту 2 цього Порядку, розповсюджується на закупівлю електричної енергії, яка буде спожита електрометалургійним підприємством, яке є Постачальником, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, до 31 грудня 2013 року включно.

4. У випадку виконання всіх умов, зазначених у пунктах 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 та 2.5 даного Порядку, Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, платіж (Дпрэп1) за розрахунковий період згідно з формулою:

,

де

-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, МВт•год.

5. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, платіж (Дпрэп2) за розрахунковий період згідно з формулою:

,

де

-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її іншим споживачам на території України, МВт•год.

6. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, платіж за розрахункову добу (Доіэекс2) згідно з формулою:

,

де

-

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, платіж за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку, який визначається за формулою:

.

7. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, платіж (Дпнп1) за розрахункову добу за такою формулою:

.

8. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, платіж (Дпэнп2) за розрахункову добу за такою формулою:

,

де

-

платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України за розрахункову добу без урахування небалансу платежів в Оптовому ринку, який визначається за формулою:

.

9. Розпорядник системи розрахунків визначає за розрахункову добу небаланс платежів в Оптовому ринку (ΔД) за формулою:

10. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за розрахункову добу (Дзб) за такою формулою:

.

11. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, остаточний платіж за розрахункову добу (Доіекф1) за такою формулою:

.

12. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, остаточний платіж за розрахункову добу (Доіекф2) за такою формулою:

.

13. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, остаточний платіж за розрахункову добу (Дпнпф1) за такою формулою:

.

14. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, остаточний платіж за розрахункову добу (Дпнпф2) за такою формулою:

.

15. Пункти 8.18.3, 8.18.5-8.18.7 та 8.18.10-8.18.13 Правил ринку Розпорядник системи розрахунків не застосовує.

16. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за звітний місяць для кожного Виробника та Постачальника. При розрахунку середньозваженої ціни Постачальника за звітний місяць ураховується сума добових платежів цього Постачальника без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, а також враховуючи наступні умови:

1) в разі, якщо фактичний обсяг споживання електричної енергії електрометалургійним підприємством, яке є Постачальником, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення власних технологічних потреб електрометалургійного виробництва, у відповідному розрахунковому місяці є меншим більше ніж на 10% від мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва у відповідному розрахунковому місяці, зазначеного в пункті 24 даного Порядку для відповідного Постачальника, Розпорядник системи розрахунків визначає:

а) середньозважену ціну за звітний місяць для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення власних технологічних потреб електрометалургійного виробництва (Цнп1пм) за такою формулою:

,

де:

Днпп1пм

-

платіж для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення власних технологічних потреб електрометалургійного виробництва, за звітний місяць, грн.;


Эмпт1пм

-

мінімальний обсяг споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, зазначений в пункті 24 даного Порядку для відповідного Постачальника за звітний місяць, МВт·год.;


Эфпт1пм

-

фактичний обсяг споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва за звітний місяць, МВт·год.;


Эпт1пм

-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва за звітний місяць, МВт·год.;

б) середньозважену ціну за звітний місяць для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, (Цэекс2оім) за такою формулою:

,

де:

Декс2оім

-

платіж для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, за звітний місяць, грн.;


Днп2пм

-

платіж для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, за звітний місяць, грн.;


ΔДм

-

небаланс платежів в Оптовому ринку, що виникає внаслідок уточнення середньозважених цін за звітний місяць для Постачальників, що здійснюють купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення власних технологічних потреб електрометалургійного виробництва за звітний місяць, що визначається за формулою:

;

в) середньозважену ціну за звітний місяць для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, (Цэнп2пм) за такою формулою:

,

де

Эпт2пм

-

обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку Постачальником з метою постачання її іншим споживачам на території України за звітний місяць, МВт·год.

2) в разі, якщо фактичний обсяг споживання електричної енергії електрометалургійним підприємством, яке є Постачальником, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення власних технологічних потреб електрометалургійного виробництва, у відповідному розрахунковому місяці не є меншим більше ніж на 10 % від мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва у відповідному розрахунковому місяці, зазначеного в пункті 24 даного Порядку для відповідного Постачальника, дорівнює йому або більший нього, Розпорядник системи розрахунків визначає:

а) середньозважену ціну за звітний місяць для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення власних технологічних потреб електрометалургійного виробництва, (Цнп1пм) за такою формулою:

;

б) середньозважену ціну за звітний місяць для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, (Цэекс2оім) за такою формулою:

;

в) середньозважену ціну за звітний місяць для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, (Цэнп2пм) за такою формулою:

.

17. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію за звітний місяць (Дмзб) за такою формулою:

,

де:

-

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць, грн;


-

уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, без урахування збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, за звітний місяць, грн.

18. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по відповідних і-х зовнішніх перетоках відповідно до розпоряджень Кабінету Міністрів України, фактичний платіж за звітний місяць (Доімекф1) за такою формулою:

.

19. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту по інших і-х зовнішніх перетоках, фактичний платіж за звітний місяць (Доімекф2) за такою формулою:

.

20. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, фактичний платіж за звітний місяць (Дпмнпф1) за такою формулою:

.

21. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її іншим споживачам на території України, фактичний платіж за звітний місяць (Дпмнпф2) за такою формулою:

.

22. Пункти 8.19.1, 8.19.3-8.19.6 Правил ринку Розпорядник системи розрахунків не застосовує.

23. Постачальник, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, визнається Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, якщо, в період з 1 квітня 2013 року до 31 грудня 2013 року, спожив на протязі трьох поспіль місяців електричну енергію для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва в обсязі, меншому ніж сумарний обсяг мінімального споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва визначений сумарно за три відповідні місяці споживання, відповідно до положень визначених у пункті 24 цього Порядку.

Постачальник, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, може бути визнаний Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, починаючи з першого числа місяця наступного за місяцем, у якому Розпорядник системи розрахунків надіслав письмове повідомлення про визнання Постачальника Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва за наслідками здійснення закупівлі електричної енергії на Оптовому ринку на протязі трьох поспіль місяців в період з 1 квітня 2013 року до 31 грудня 2013 року. Розпорядник системи розрахунків здійснює щомісячну перевірку виконання Постачальником, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, виконання ним в період з 1 квітня 2013 року до 31 грудня 2013 року зобов’язань з мінімального обсягу споживання електричної енергії сумарно за три поспіль місяці, що визначений у пункті 24 цього Порядку.

Якщо відносно Постачальника Кабінетом Міністрів України до 31 грудня 2013 року прийнято рішення про припинення дії Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, такий Постачальник втрачає право купувати електричну енергію за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, з дати припинення дії Меморандуму, але в будь-якому разі не пізніше 31 грудня 2013 року.

Рішення про визнання Постачальника, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, приймається Розпорядником системи розрахунків, про що він надсилає такому Постачальнику відповідне письмове повідомлення до 20 числа (включно) місяця, наступного за останнім з трьох попередніх місяців невиконання Постачальником зобов’язань з мінімального обсягу споживання електричної енергії сумарно за три поспіль попередні місяці, що визначений у пункті 24 цього Порядку.

Наслідком прийняття Розпорядником системи розрахунків рішення про визнання Постачальника, який закуповує електричну енергію на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, є припинення права на закупівлю електричної енергії за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, за правилами передбаченими цим Порядком для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, з наступного місяця, в якому такого постачальника визнано Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва з першого числа місяця наступного за місяцем, у якому Розпорядник системи розрахунків надіслав письмове повідомлення про визнання Постачальника Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва.

24. Мінімальні обсяги споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва:

Електрометалургійне підприємство, яке є Постачальником, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва

Одиниця виміру

березень

квітень

травень

червень

липень

серпень

вересень

жовтень

листопад

грудень

ПАТ "Стахановський завод феросплавів"

млн. кВт.год

76

80

80

80

80

80

80

97

97

97

ПАТ "Запорізький завод феросплавів"

млн. кВт. год

83

107

136

149

149

160

165

171

168

168

25. Форма додаткової угоди щодо закупівлі електричної енергії на Оптовому ринку електричної енергії України Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотації для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом:

ДОДАТКОВА УГОДА №____________

до договору вiд _________________ ___ року № _________

м. _____________

___ ______________ 20__ року

Державне підприємство "Енергоринок" (далі - ДПЕ), що діє на підставі ліцензії на право здійснення підприємницької діяльності з оптового постачання електричної енергії від 18.01.2012 №579645 та має статус платника податку на прибуток на загальних умовах, в особі __________________________________________________________________, який діє на підставі _____________________________________________________, з однієї сторони, і ______________________________________________________________________________ (далі - Постачальник), що діє на підставі ліцензії на право здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії за нерегульованим тарифом від _____________ № ___________ та має статус платника податку на прибуток на загальних умовах, в особі _________________________________________________, який діє на підставі ____________________________________________________, з другої сторони,

що спільно іменуються Сторонами, з врахуванням Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року (далі - Меморандум) уклали дану додаткову угоду до договору від ___________ № __________ (далі - Договір) про наступне:

1. Постачальник гарантує та підтверджує, що вся електрична енергія, яка купується за Договором в ДПЕ за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, закуповується для задоволення технологічних потреб власного металургійного виробництва та обліковується окремо.

2. В статті 2 Договору "Загальні умови Договору" визначення терміну "Орієнтовна вартість електричної енергії за розрахунковий місяць" викласти в наступній редакції:

"Орієнтовна вартість електричної енергії за розрахунковий місяць – вартість електроенергії, визначена на підставі заявленого Постачальником обсягу купівлі електричної енергії на ОРЕ та встановленої НКРЕ України прогнозної оптової ринкової ціни з коефіцієнтом 0.72, який дозволяє орієнтовно виключити з ціни обсяг дотації для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, з урахуванням встановлених НКРЕ вирівнювальних націнок (знижок) для коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України у наступному розрахунковому місяці (з урахуванням ПДВ).".

3. Викласти п.2.4.3 Договору в наступній редакції:

"2.4.3.Надання до ДПЕ Повідомлення на заявлений обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку електроенергії України (далі - Повідомлення) відповідно до п. 3.7 та п. 3.8 цього Договору. Заявлений обсяг купівлі електричної енергії на розрахунковий місяць визначається на підставі заявленого обсягу споживання електричної енергії і обсягу нормативних технологічних витрат. При цьому, заявлений обсяг споживання електричної енергії на розрахунковий місяць має бути не меншим ніж 90% від мінімального обсягу споживання електричної енергії на технологічні потреби власного металургійного виробництва у відповідному розрахунковому місяці, наведеному в таблиці 1 "Зобов’язання щодо забезпечення щомісячного мінімального обсягу споживання електричної енергії в 2013 році на технологічні потреби власного металургійного виробництва" (далі - Таблиця 1). Форма Повідомлення наведена в Додатку № 1 до цього Договору.

Таблиця 1

Зобов’язання щодо забезпечення щомісячного мінімального обсягу споживання електричної енергії в 2013 році на технологічні потреби власного металургійного виробництва


Одиниця виміру

березень

квітень

травень

червень

липень

серпень

вересень

жовтень

листопад

грудень

Найменування постачальника

млн. кВт. год

."

4. Останнє речення пункту 3.8 Договору викласти в наступній редакції:

"Вартість вказаного у Повідомленні обсягу електричної енергії, яку ДПЕ продає Постачальнику, розраховується за прогнозною оптовою ринковою ціною на наступний місяць з коефіцієнтом 0.72, який дозволяє орієнтовно виключити з ціни обсяг дотації для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом.".

5. Другий та третій абзаци пункту 3.17 Договору викласти в наступній редакції:

"- надання до ДПЕ факсимільним зв’язком скоригованого Повідомлення, яке повинно бути підписане Постачальником. При цьому факсимільним зв’язком передається Повідомлення без додатка. Вартість указаного у скоригованому Повідомленні обсягу електричної енергії розраховується за прогнозною оптовою ринковою ціною з коефіцієнтом 0.72, який дозволяє орієнтовно виключити з ціни обсяг дотації для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, з урахуванням установлених НКРЕ вирівнювальних націнок (знижок) для коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України в розрахунковому місяці;

- здійснення Постачальником оплати до 1700 години (час зарахування коштів на поточний рахунок із спеціальним режимом використання ДПЕ) до 15 числа (включно) розрахункового місяця коштів у сумі, що дорівнює 2/3 вартості, визначеної на підставі обсягу, указаного у скоригованому Повідомленні та встановленої НКРЕ прогнозної оптової ринкової ціни з коефіцієнтом 0.72, який дозволяє орієнтовно виключити з ціни обсяг дотації для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом, з урахуванням установлених НКРЕ вирівнювальних націнок (знижок) для коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України в розрахунковому місяці, з урахуванням ПДВ;".

6. Додати до Договору пункт 3.27 в наступній редакції:

"3.27. Постачальник має дотримуватись зобов'язань щодо забезпечення мінімального обсягу споживання електричної енергії на технологічні потреби металургійного виробництва, вказаних в Таблиці 1.".

7. Викласти перше речення п. 4.2 Договору в наступній редакції:

"Середньозважена за розрахунковий місяць оптова ринкова ціна на купівлю електричної енергії Постачальником у ДПЕ розраховується відповідно до Правил ОРЕ на підставі щоденних погодинних обсягів купівлі електроенергії у ДПЕ та з врахуванням величини відхилення фактичного обсягу споживання для задоволення технологічних потреб власного металургійного виробництва, вказаного в Акті прийому-передачі електроенергії, від мінімального обсягу споживання електричної енергії, вказаного в Таблиці 1.".

8. Всі інші умови Договору залишаються незмінними та Сторони підтверджують свої зобов’язання за ним.

9. Дана додаткова угода складена при повному розумінні Сторонами її умов та термінології українською мовою у двох ідентичних примірниках, які мають однакову юридичну силу, по одному для кожної із Сторін.

10. Дана додаткова угода є невід’ємною частиною Договору.

11. Дана додаткова угода вступає в силу з першого дня періоду, визначеного погодженим НКРЕ рішенням Ради Оптового ринку електричної енергії України, в якому платежі Постачальнику визначаються з урахуванням Порядку закупівлі електричної енергії на Оптовому ринку електричної енергії України Постачальником з метою постачання її на території України для забезпечення технологічних потреб власного електрометалургійного виробництва, що є стороною Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотації для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом, та діє до 15 січня 2014 року, а в частині надання права Постачальнику купівлі електричної енергії за оптовою ринковою ціною без урахування обсягу дотацій для компенсації втрат, пов’язаних з постачанням електричної енергії за регульованим тарифом - до 31 грудня 2013 року включно.

В разі визнання Постачальника Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва до 31 грудня 2013 року, дана додаткова угода втрачає чинність з першого числа місяця наступного за місяцем, у якому Постачальнику було надіслано письмове повідомлення про визнання Постачальника Невиконуючим зобов’язання з мінімального обсягу споживання електричної енергії на власні технологічні потреби металургійного виробництва, але в будь-якому разі не пізніше 31 грудня 2013 року включно.

В разі, якщо відносно Постачальника Кабінетом Міністрів України до 31 грудня 2013 року, прийнято рішення про припинення дії Меморандуму про порозуміння між Кабінетом Міністрів України та електрометалургійними підприємствами від 05 лютого 2013 року, дана додаткова угода втрачає чинність з дати припинення дії Меморандуму, але в будь-якому разі не пізніше 31 грудня 2013 року включно.

ДП "Енергоринок"

_______________________________

______________________________
(посада)

___________________ /__________________/
       (підпис)       М.П.           (П.І.П/б)

______________________________
(посада)

____________________ /________________/
          (підпис)  М.П.     (П.І.П/б)

{Додаток 2 доповнено додатком Е згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 114 від 08.02.2013 - зміни діють до 31.12.2013, № 222 від 28.02.2013, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики № 885 від 09.07.2013}

  • Друкувати
  • PDF
  • DOCX
  • Копіювати скопійовано
  • Надіслати
  • Шукати у документі
  • Зміст
скопійовано Копіювати
Шукати у розділу
Шукати у документі

Пошук по тексту

Знайдено: