Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ

ПОСТАНОВА
12.09.2003 N 921

(Постанова втратила чинність на підставі Постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики
N 1029 від 09.08.2012)

Про затвердження Правил Оптового ринку електричної
енергії України в редакції, затвердженій Радою
ринку від 4 вересня 2003 р.

( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної
комісії регулювання електроенергетики
N 1049 від 17.10.2003
N 1485 від 31.12.2003
N 19 від 14.01.2004
N 258 від 19.03.2004
N 699 від 02.07.2004
N 972 від 30.09.2004
N 1058 від 29.10.2004
N 1081 від 08.11.2004
N 1193 від 10.12.2004
N 1279 від 30.12.2004
N 60 від 31.01.2005
N 179 від 22.03.2005
N 372 від 24.05.2005
N 414 від 01.06.2005
N 440 від 15.06.2005
N 612 від 04.08.2005
N 681 від 17.08.2005
N 742 від 30.08.2005
N 743 від 30.08.2005
N 1098 від 02.12.2005
N 1099 від 02.12.2005
N 1275 від 30.12.2005
N 18 від 16.01.2006
N 136 від 31.01.2006
N 137 від 31.01.2006
N 155 від 06.02.2006
N 186 від 17.02.2006
N 187 від 17.02.2006
N 240 від 23.02.2006
N 532 від 21.04.2006
N 554 від 28.04.2006
N 560 від 04.05.2006
N 884 від 05.07.2006
N 1013 від 28.07.2006
N 1313 від 06.10.2006
N 1458 від 10.11.2006
N 1459 від 10.11.2006
N 1600 від 01.12.2006
N 1605 від 06.12.2006
N 16 від 15.01.2007
N 107 від 26.01.2007
N 112 від 27.01.2007
N 568 від 04.05.2007
N 933 від 27.06.2007
N 947 від 06.07.2007
N 959 від 12.07.2007 -
термін дії змін з 01.08.2007 по 31.10.2007
N 971 від 18.07.2007
N 1058 від 27.07.2007 -
термін дії змін з 30.07.2007 до 01.10.2007
N 1294 від 21.09.2007 -
термін дії змін з 01.10.2007 по 31.03.2008
N 1295 від 21.09.2007 -
термін дії змін з 01.10.2007 по 31.03.2008 )

( Термін дії змін, внесених Постановою Національної комісії
регулювання електроенергетики N 959 від
12.07.2007 продовжено з 01.10.2007 по 31.10.2007 у
частині удосконалення порядку встановлення ознаки
порушення блоком диспетчерського графіку згідно з
Постановою Національної комісії регулювання
електроенергетики N 1296 від 21.09.2007 )

( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної
комісії регулювання електроенергетики
N 1302 від 26.09.2007 -
термін дії змін з 01.10.2007 по 31.12.2007
N 1322 від 28.09.2007
N 1492 від 30.10.2007
N 1493 від 30.10.2007
N 1681 від 05.12.2007
N 1682 від 05.12.2007
N 1714 від 07.12.2007
N 13 від 12.01.2008 -
термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 згідно з
Постановою Національної комісії регулювання
електроенергетики N 1011 від
20.08.2008
N 165 від 31.01.2008
N 658 від 30.05.2008
N 399 від 03.04.2009
N 498 від 29.04.2009
N 499 від 29.04.2009
N 671 від 04.06.2009
N 724 від 19.06.2009
N 726 від 22.06.2009
N 764 від 30.06.2009
N 765 від 30.06.2009
N 993 від 28.08.2009
N 994 від 28.08.2009 )

Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" ( 575/97-ВР ), Указу Президента України від 21 квітня 1998 року N 335 "Питання Національної комісії регулювання електроенергетики України", Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України Національна комісія регулювання електроенергетики України постановляє:

1. Затвердити з 1 жовтня 2003 р. Правила Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р. (пункт 6 протоколу N 14 від 04.09.03), що додається.

2. Розпоряднику системи розрахунків Оптового ринку електричної енергії України:

2.1. До 25 вересня 2003 р. надати пропозиції щодо рівня таких величин:

коефіцієнтів обмеження, що характеризують відношення
нерівномірності заданого графіка покриття до максимальної
нерівномірності заданого графіка покриття (C, D);
коефіцієнтів маневреності, які визначають мінімальну та
мн мн
максимальну ціну за маневреність (К , К );
мін мах
пз
регулюючого коефіцієнта (К );
рм
ціни 1 МВт оперативного резерву другої групи (Ц );
(2)
рм
ціни 1 МВт резерву потужності третьої групи (Ц ).
(3)

2.2. До 1 жовтня 2003 р. здійснити заходи для підготовки необхідного програмного забезпечення для введення в дію Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.

3. Визнати з 1 жовтня 2003 р. постанову НКРЕ від 12.11.97 N 1047а "Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України" такою, що втратила чинність.

В.о. Голови Комісії Ю.Кияшко

Затверджено
Постанова НКРЕ
12.09.2003 N 921

Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
04.09.2003 N 14

Додаток 2
до Договору між Членами
Оптового ринку електричної
енергії

Правила
Оптового ринку електричної енергії України

Зміст

1. ВСТУП ...

1.1. Терміни та їх тлумачення ...

1.2. Загальні положення ...

2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ФІЗИЧНІ ДАНІ ...

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

2.2. Зміни ...

3. ЗАЯВКИ ЧЛЕНІВ РИНКУ ...

3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками ...

3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками ...

3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників ...

3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків ...

3.5. Заявки Постачальників ...

3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності ...

3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків ...

4. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ ...

4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України ...

4.2. Прогноз зовнішніх перетоків ...

4.3. Прогноз необхідного покриття ...

5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК НАВАНТАЖЕННЯ НА НАСТУПНУ ДОБУ ...

5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками ...

5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін ...

5.10. Обчислення ціни блока ...

5.11. Визначення граничної ціни системи ...

5.12. Визначення ціни робочої потужності ...

5.13. Визначення ціни за маневреність ...

6. ДИСПЕТЧЕРСЬКЕ УПРАВЛІННЯ, ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ ...

6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ...

6.2.Порядок збору та обробки даних вимірювань ...

6.3. Достовірність даних вимірювань ...

6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах ...

7. ФАКТИЧНІ РОБОЧА ПОТУЖНІСТЬ, ДІАПАЗОН РЕГУЛЮВАННЯ ТА ЦІНИ ...

7.1. Порушення в роботі блоків ...

7.2. Фактичні пуски блоків ...

7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку ...

7.4. Фактична ціна блоку ...

8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ ...

8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію ...

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

8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи ...

8.4. Платіж за робочу потужність ...

8.5. Платіж за маневреність ...

8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу) ...

8.7. Додаткові платежі Виробнику ...

8.8. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками ...

8.9. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок окремим Виробником ...

8.10. Оптова ціна закупки ...

8.11. Платежі, що сплачують Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків ...

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

8.13. Коригування платежів Постачальників ...

8.14. Платежі ДПЕ ...

8.15. Додаткові платежі Постачальників ...

8.16. Дотаційні сертифікати ...

8.17. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії ...

8.18. Платежі Постачальників на фінансування інвестиційних проектів ...

8.19. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників ...

8.20. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними ...

Додаток А. Умовні позначення ...

Додаток Б. Визначення та відображення в диспетчерському журналі погодинних величин навантаження та виробництва електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну годину доби на основі планового та диспетчерського погодинних графіків їх навантаження ...

1. Вступ

1.1. Терміни та їх тлумачення

1.1.1. Всі 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 в 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 Оптового 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;

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 на зміну 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 по зміні 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 знаходитись 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 Г;

несумісний режим - режим, при якому сумарна потужність, 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 перевищує задане покриття;

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, збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, та втрат електроенергії в магістральних і міждержавних мережах; ( Пункт 1.1.2 доповнено терміном згідно з Постановою НКРЕ N 724 від 19.06.2009 )

оптова ринкова ціна з врахуванням 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, збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію, обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом та втрат електроенергії в магістральних і міждержавних мережах; ( Пункт 1.1.2 доповнено терміном згідно з Постановою НКРЕ N 724 від 19.06.2009 )

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. ( Пункт 1.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національна комісія регулювання електроенергетики N 179 від 22.03.2005, N 681 від 17.08.2005, N 742 від 30.08.2005 )

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 дотримуватись 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) у відповідності з вимогами 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:

а) повна юридична назва Члена ринку та його ЗКПО;

б) вид підприємницької діяльності, якою займається Член ринку;

в) місцезнаходження (повна адреса) Члена ринку;

г) дата вступу Члена ринку в Договір;

д) дата виходу Члена ринку з Договору.

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

а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
у
е) встановлена потужність блока (Р , МВт);
б
м
ж) максимальна потужність блока (Р , МВт);
б нmin
з) технічний мінімум навантаження блока (Р , МВт);
о б
і) корисний відпуск блока (Р , %), у відсотках від
ф б
фактичного виробітку блока Э ;
б
к) тип палива;
л) перелік блоків, які знаходяться в консервації;
м) мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних
блоків (корпусів);
н) регламентна тривалість пуску блока (підключення корпусу
пуск
двокорпусного блока) (Т , год), регламентна тривалість
б
підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного
підкл
блока при роботі блока в однокорпусному режимі (Т , год), а
б
також графіки - завдання пуску блоку (підключення корпусу
двокорпусного блоку) з різних теплових станів (гарячого, двох
напівпрохолодних та холодного); ( Підпункт "н" пункту 2.1.2 в
редакції Постанови Національної комісії регулювання
електроенергетики N 18 від 16.01.2006 )

( Підпункт "о" вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

о) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному
та аварійному режимі;
п) перелік блоків, які приймають участь у первинному
регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП;
р) енергетичні характеристики обладнання блоків, затверджені
центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління
в електроенергетиці; ( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом згідно
з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 1081 від 08.11.2004 )
с) 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; ( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081
від 08.11.2004 )
т) 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; ( Пункт
2.1.2 доповнено підпунктом "т" згідно з Постановою НКРЕ N 1275
від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 884 від 05.07.2006 )
у) заявлені умовно-постійні витрати блоків, які працюють в
зупв
"острові Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блоків, які
м(Бу)
зупв
працюють в іншій частині ОЕС України (Д , грн), в
м(ОЕС)
розрахунковому місяці; ( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "у"
згідно з Постановою НКРЕ N 1322 від 28.09.2007 )
ф) фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в
фупв
"острові Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блоків, які
м-2(Бу)
фупв
працюють в іншій частині ОЕС України (Д , грн), за місяць,
м-2(ОЕС)
який передував попередньому розрахунковому місяцю. ( Пункт 2.1.2
доповнено підпунктом "ф" згідно з Постановою НКРЕ N 1322
від 28.09.2007 )

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

а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
у
д) встановлена потужність електростанції (Р , МВт);
о с
е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
ф с
фактичного виробітку Э .
с

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

а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) максимальна потужність електростанції в генераторному
м
режимі (Р , МВт);
с
е) максимальна потужність електростанції в моторному режимі
ммр
(Р , МВт);
с о
ж) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
с
ф
фактичного виробітку Э ;
с
з) коефіцієнт корисної дії електростанції.

( Підрозділ 2.1 доповнено пунктом 2.1.4 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

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

2.1.6. Дані, які повинні надавати вітрові електростанції:

а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
у
д) встановлена потужність електростанції (Р , МВт);
о с
е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
ф с
фактичного виробітку Э .
с

2.1.7. Дані, які повинні надавати оператори зовнішніх перетоків:

а) найменування зовнішнього перетока;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) напруга зовнішнього перетока;
вн
е) пропускна здатність зовнішнього перетока (Р , МВт).
і

2.1.8. Дані, які повинні надавати Постачальники:

а) найменування постачальника;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
г) 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. ( Пункт 2.2.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 764 від 30.06.2009 )

2.2.2. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі 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.

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 блока, 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. ( Абзац перший пункту 3.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 )

Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими Виробник електроенергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок та має розраховуватись відповідно до положень додатку В. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби. ( Абзац другий пункту 3.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

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

а) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих
прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена
з
в оптовий ринок (Ц , грн/МВт х год, не більш, як з двома знаками
бх
після коми), та відповідні їм опорні потужності блока (Р , МВт),
бх
які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені
ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків
рmin
та корпусів двокорпусних блоків. У всіх випадках Р <= Р ;
б1 бр
п
б) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ), які
б
відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних,
гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості
п1
пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
п2 б
пуску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних вище
б
станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
хх
в) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б
двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
хх1
однокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу блока
б хх2
для двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються цілими
б
числами, грн/год;
г) для кожного розрахункового періоду наступної доби
рmax
максимальну робочу потужність (Р ) та мінімальну робочу
рmin бр
потужність (Р ), МВт;
бр
д) мінімальну тривалість роботи між послідовними циклами
зупинки блока та мінімальну тривалість простою між послідовними
циклами роботи блока, год;
е) ознаку маневреності, яка визначає, чи є блок (корпус)
маневрений (М = 1) або неманеврений (М = 0) для кожного
бр бр
розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;
ж) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні
знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання
станційних номерів цих блоків;
з) ознаку обов'язкової роботи (ОВ = 1) - обов'язкового
бр
включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів
або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до
резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не
декларується (ОВ = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової
бр pmax pmin
роботи (ОВ = 1), працюють по заявленому графіку (Р = Р ),
бр бр бр
погодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи
розрахунків;

( Підпункт "з" пункту 3.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

і) ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю
палива ОТ = 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТ = 0);
б б
к) структура використання палива (вугілля, газу, мазуту)
у відсотках; ( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "к" згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 1081 від 08.11.2004 )
л) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам
із відборів турбіни у Гкал/год. ( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом
"л" згідно з Постановою Національної комісії регулювання
електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
м) 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 (ОР = 1). У іншому випадку ознака на
б
блоці (корпусі) не декларується (ОР = 0);
б

( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "м" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

н) ознаку пропозиції Виробника відключити блок, що
знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був
включений в роботу раніше (ОБ = 1). У іншому випадку ознака на
б

блоці не декларується (ОБ = 0);
б

( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "н" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )

о) ознаку обов'язкової роботи блока, що використовує
природний газ на виробництво електроенергії для забезпечення
економії вугілля на складах Виробників за поданням центрального
органу виконавчої влади, що здійснює управління в
електроенергетиці (ОЗ = 1 ). В іншому випадку ознака не
бр
декларується (ОЗ = 0);
бр

( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "о" згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1302 від 26.09.2007, N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 )

п) ознаку обов'язкової роботи блока, що використовує
природний газ на виробництво електроенергії для забезпечення
економії вугілля на складах Виробників за поданням центрального
органу виконавчої влади, що здійснює управління в
електроенергетиці (ОЗ = 1). В іншому випадку ознака не
бр
декларується (ОЗ = 0) .
бр

( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1058 від 27.07.2007 )

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

( Підпункт "а" пункту 3.1.3 вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1682 від 05.12.2007 )

а) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі
CENTREL - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі
CENTREL ВС = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака
бр
ВР = 1.
бр
б) 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.

( Пункт 3.1.3 доповнено підпунктом згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

3.1.4. Виробники повинні щоденно надавати Розпоряднику системи розрахунків загальностанційні дані про кількість маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом наступної розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки згідно з підпунктом 3.1.2 (е) та кількості блоків, які можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально допустимого складу обладнання станції. ( Підпункт 3.1.4 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

3.1.5. Розпорядник системи розрахунків на підставі даних підпунктів "р", "с" і "т" пункту 2.1.2 та підпунктів "к" і "л" пункту 3.1.2 по кожному блоку розраховує відповідно до положень додатка В контрольну цінову заявку.

У разі ненадання даних згідно з підпунктом "т" 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. ( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.5 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005; дію пункту 3.1.5 відновлено в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )

3.1.6. Для кожного блоку, на який Виробник надав цінову заявку, Розпорядник системи розрахунків на основі контрольної цінової заявки визначає контрольну питому вартість (C^пит(к)б, грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими підпунктом "а" пункту 5.7.1. ( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.6 згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005; дію пункту 3.1.6 відновлено із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )

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

пит(к) пит
а) якщо С > С х (1+дельта С), то блоку встановлюється
б б нзц
ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Н = 1.
б
нзц
В іншому випадку Н = 0;
б
пит(к) пит
б) якщо С < С х (1-дельта С), то блоку встановлюється
б б нвц
ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок Н = 1,
б
де дельта С - допустиме відхилення рівня цінових заявок, що
затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.
нвц
В іншому випадку Н = 0.
б

( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.7 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005; дію пункту 3.1.7 відновлено в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )

( Пункт 3.1.8 підрозділу 3.1 вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )

3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками

3.2.1. Щодня не пізніше 10-00 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блока, неблочні електростанції - щодо станції в цілому. В цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну (Р^pmaxб(с)р, МВт) та мінімальну робочу потужність (Р^pminб(с)p, МВт).

( Пункт 3.2.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 )

3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників

3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Р^рmax) не повинна перевищувати максимальну потужність блока (Р^мбрб), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Р^pminбр ). Заявлена максимальна робоча потужність блока в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блока в години максимального навантаження.

3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Р^pminбр ) кожного блокане повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність блока (Р^рmaxбр ), але може бути нижчою за технічний мінімум навантаження блока (Р^нminб ), якщо це значення відображає фактичні можливості блока. Заявлена мінімальна робоча потужність може бути нижчою за мінімальне навантаження блоку при роботі станції мінімально допустимим складом обладнання, що визначене у Додатку Г. Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження. ( Пункт 3.3.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

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 наступної доби мінімальна заявлена робоча потужність для гідроакумулюючої станції повинна відповідати умові Р^pminср <=0.

( Підрозділ 3.3 доповнено пунктом 3.3.4 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

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 (Р^імпоір, МВт) та експорту (Р^ексоір , МВт) електричної енергії на кожний розрахунковий період наступної доби. ( Пункт 3.4.1 в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009)

3.5. Заявки Постачальників

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

а) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;

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

в) 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 та ознак маневреності

3.6.1. У будь-який час Виробник може надати Розпоряднику системи розрахунків переглянуті заявки робочої потужності щодо кожного блока, 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 блока за ознакою пуск/зупинка. Зміна показників по вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 12-00, повинні враховуватись Розпорядником системи розрахунків при розрахунку заданого графіка лише при наявності відповідної заявки в Диспетчерському центрі. Після 12-00 переглянуті заявки робочої потужності надаються диспетчеру та повинні розглядатись ним при оперативному веденні режиму. ( Пункт 3.6.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 ) ( Підрозділ 3.6 в редакції Постанови НКРЕ N 1458 від 10.11.2006 )

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 блока (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 будь з 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 в 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 (Р^птр , МВт), враховуючи при цьому:

а) дані електроспоживання в попередні періоди;

б) прогноз метеорологічних умов на наступну добу;

в) поточні та ретроспективні погодні умови;

г) прогноз споживання (Р^эппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, наданий Постачальниками відповідно до підрозділу 3.5;

д) всі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків обгрунтовано 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. ( Пункт 4.1.1 доповнено абзацом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

4.2. Прогноз зовнішніх перетоків

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

иэ екс імп
Р = S Р - S Р
ір о оір оір

де S - знак суми.

( Пункт 4.2.1 в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009)

4.3. Прогноз необхідного покриття пк

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

пкп пт иэ
Р = Р + S Р
р р і ір

де S - знак суми.

( Пункт 4.3.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

5. Заданий графік навантаження на наступну добу

5.1. 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 блока в кожному розрахунковому періоді наступної доби (Р^гбр , МВт), погоджує його з Диспетчерським центром та надає його всім Виробникам (в електронному вигляді) і Диспетчерському центру (у друкованому та електронному вигляді). ( Пункт 5.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 )

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

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

5.4. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків за звичайних умов повинен забезпечити пріоритетне включення до графіка генеруючих потужностей Виробників, що не працюють за ціновими заявками.

5.5. Розпорядник системи розрахунків для формування збалансованого графіку 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.

5.6. На підставі заданого графіку Розпорядник системи розрахунків не пізніше 17-00 повинен повідомити всім Членам ринку, які здійснюють діяльність на Оптовому ринку, граничну ціну системи, ціну робочої потужності та ціну за маневреність в кожному розрахунковому періоді наступної доби. ( Пункт 5.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 )

5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками

5.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття від найдешевшого блока до найдорожчого блока за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності (С^питб ) за такими правилами:

СГ
р=Т
б ххр
S Ц
нзц пит миз р=1 б
а) якщо Н =0, то С = Ц + -------------------- х 100,
б б бр р=END max о
S Э х Р
p=START бр б
де:
S - знак суми;
max
Э - заявлений максимальний обсяг виробітку блока в
бр
розрахунковий період, який визначається за такою формулою:

рmax рmax
Р + Р
max б(р-1) бр РП
Э = ----------------- х Т ;
бр 2

миз
Ц - розрахункова прирощена ціна блока, яка визначається
бр
для розрахункового періоду максимального покриття відповідно до
таких правил:
max миз з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;

б1 бр бр б1

max миз
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
1 бр б2 бр

з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
max
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3

миз з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
бр б2
з
Ц ;
б3
max

для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр

миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

max
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

max
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 370, то
б2 бр

миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

max миз
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр

з з
між Ц і Ц ;
б3 б4

max миз з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4

ххр
Ц - розрахункова ціна холостого хода блока, яка
бр
визначається відповідно до таких правил:
max ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр

max
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б

max
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э <= 45, то
бр

ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б

max
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то
бр

ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б

max
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370, то
бр

ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б

пит(к)
С
нзц пит б
б) якщо Н = 1, то С = --------------.
б б (1 + ДЕЛЬТА С)

( Пункт 5.7.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004; в редакції Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1099 від 02.12.2005; в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137 від 31.01.2006, N 1459 від 10.11.2006 )

5.7.2. При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків повинен враховувати результати упорядкування блоків згідно з пунктом 5.7.1 та наступні технологічні особливості: ( Пункт 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )

а) необхідність забезпечення мінімального складу працюючих
блоків за вимогами режиму ОЕС України та CENTREL (мережні
обмеження);
б) 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, а також необхідність
забезпечення роботи блоків із ознакою ОЗ = 1. У разі
бр
виникнення несумісного режиму для забезпечення
сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах
запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник
системи розрахунків повинен визначити максимальну
нес
max (P )
величину несумісної потужності за добу ( р р ) 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.

( Підпункт "б" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 ) ( Абзац перший пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 27.07.2007 )

Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл у першу чергу блоків, що заявлені з ознакою ОР_б = 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:

нес
max (P )
якщо р р > 150, то блок обирається з першої групи
однотипних блоків;
нес
max (P )
якщо 70< p p <= 150, то блок обирається з другої групи
однотипних блоків;
нес
max (P )
якщо 0< p p <=70, то блок обирається з третьої групи
однотипних блоків.

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

У кожній групі блоки упорядковуються по зменшенню 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 відрізнятись від найменшої заявленої мінімальної потужності не більше ніж на 5 МВт. У кожній підгрупі блоки упорядковуються по зменшенню величини розрахункової заявленої ціни, розрахованої на період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, що визначається відповідно до положень пункту 5.7.1. 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 при умові роботи блока 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 ОР_б = 1 за ознакою або блоків з цією ознакою не вистачає, Розпорядник системи розрахунків повинен послідовно виключити із складу вибраного обладнання блоки, що заявлені із ознакою ОЗ_бр = 1, від найдорожчого блока до найдешевшого блока за результатами упорядкування згідно з пунктом 5.7.1 до усунення несумісного режиму. ( Абзац восьмий пункту 5.7.2 в редакції Постанов НКРЕ N 1058 від 27.07.2007, N 1302 від 26.09.2007, N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 )

( Абзац дев'ятий пункту 5.7.2 вилучено на підставі Постанов НКРЕ N 1058 від 27.07.2007, N 1302 від 26.09.2007, N 13 від 12.01.2008 )

( Підпункт "б" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004; в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 532 від 21.04.2006, N 568 від 04.05.2007, N 1302 від 26.09.2007 )

в) необхідність забезпечення 48-ми годинної обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів або реконструкції цих блоків з подальшим переведенням їх до резерву. Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи (ОВ_бр = 1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих Виробником; ( Підпункт "в" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 440 від 15.06.2005 )

г) 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 (ОБ_б = 1), та відповідно до пропозицій Виробників щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки М_бр = 1. У разі недостатньої кількості маневрених блоків з ознакою пуску/зупинки М_бр = 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 вказану ознаку з відповідними технічними параметрами Т^рб , Т^об(за параметрами аналогічних блоків станції або за ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки і подальшого пуску блока без порушення мінімально допустимого складу обладнання станції. 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 М_бр = 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 (або корпусу); ( Підпункт "г" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )

д) 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; ( Пункт 5.7.2 доповнено підпунктом "д" згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

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

ж) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;

з) не включення у роботу блоків, на яких встановлена ознака ОТ_б = 1.

5.7.3. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби, крім розрахункового періоду максимального покриття, уточнює прогноз необхідного покриття (Р^пкр, МВт) з урахуванням заданих графіків навантажень для гідроакумулюючих станцій відповідно до наступного правила:

пк пкп мр
Р = Р + S Р ,
р р с ср

де S - знак суми;
мр
Р - потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі,
ср
яка визначається за такими правилами:

а) у розрахункових періодах, у яких гідроакумулююча станція
мр pmin
працює в моторному режимі Р = Р ;
ср ср
мр
б) в інших розрахункових періодах Р = 0.
ср

( Підрозділ 5.7 доповнено пунктом 5.7.3 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

5.7.4. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання на розрахунковий період мінімального покриття зі складу, визначеного згідно з пунктами 5.7.1, 5.7.2, з відключенням блоків, що мають ознаку маневреності М_бр = 1, 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 блока за такими правилами:

1) для моноблоків:

р=Star хх з(из) pmin п
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=END б бх бр б
С = ------------------------------------ ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.

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

р=Star хх2 з(из) pmin п1 п2
S (Ц + Ц х Р ) - (Ц + Ц )
е р=END б бх бр б б
С = --------------------------------------------- ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.

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

р=Star хх1 з(из) pmin п1
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=END б бх бр б
С = -------------------------------------- ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.

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

р=Start хх2 з(из) рmin п2 р=Start хх1
S (Ц + Ц х Р ) - (Ц + S (Ц + Ц х Р ))
е р=End б бх бр б р=End б б1 б1
С = -------------------------------------------------------------------
б рmin
Р - Р
бр б1

з(из)
де Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна
бх рmin
блока для заявленого мінімального навантаження Р в
бр
розрахунковий період мінімального покриття, грн/МВт.год.
S - знак суми.

( Підпункт 4 пункту із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 560 від 04.05.2006 ) ( Пункт 5.7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 1099 від 02.12.2005 )

5.7.5. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання у всіх інших розрахункових періодах з перевіркою на можливість послідовного відключення блоків в кожному розрахунковому періоді від найдорожчого до найдешевшого блоку для Виробників, визначених згідно з пунктами 5.7.1, 5.7.2, виходячи з їх розташування за пунктом 5.7.4 та маневреності М_бр = 1 за ознакою пуску/зупинки з відповідними технічними параметрами Т^рб , Т^об .

( Пункт 5.7.5 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

5.7.6. 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 5.7.1 - 5.7.5, який забезпечує мінімальні витрати на виробництво електроенергії в системі на основі очікуваного режиму електричної мережі з урахуванням технологічних втрат активної потужності в ній. ( Пункт 5.7.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )

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

5.7.8. 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. ( Абзац перший пункту 5.7.8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )

Часом подачі 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 блока даної групи.

Ознака теплового стану блоку визначається на основі наступних умов:

"гарячий" (ознака "г") - тривалість простою після зупинки до 15 годин;

"напівпрохолодний" (ознака "н1") - тривалість простою після зупинки від 15 до 30 годин;

"напівпрохолодний" (ознака "н2") - тривалість простою після зупинки від 30 до 60 годин;

"холодний" (ознака "х") - 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 при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності згідно з умовами, передбаченими пунктом 5.7.1. ( Абзац восьмий пункту в редакції Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 ) ( Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

5.7.9. 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 Д. ( Підрозділ 5.7 доповнено пунктом 5.7.9 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1600 від 01.12.2006 )

5.8. Щодня не пізніше 17-00 Розпорядник системи розрахунків повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної енергії ( Э^Гбр , 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 графіку навантаження (Р^гб , МВт):

1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами
електромережі CENTREL (ВС = 1), згідно з формулою:
бр

Г Г РП
Э = Р x Т ;
бр бр

2) для інших блоків згідно з формулою:

Г Г
Р + Р
Г б(р-1) бр РП
Э = --------------- x Т ,
бр 2

г
де Р - величина навантаження енергоблоку на відповідну
бр

годину доби згідно з заданим графіком навантаження.

Г
При цьому за Р приймається величина навантаження
б(0)

енергоблоку на 24-00 минулої доби.

( Пункт 5.8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 60 від 31.01.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1714 від 07.12.2007 )

5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін

5.9.1. Розпорядник системи розрахунків у відповідних розрахункових періодах доби встановлює ознаку роботи за вимогами режиму ОЕС України ВР_бр = 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 блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи
або не включення в роботу блока на іншій станції, більш дешевого
за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою, згідно з ціновими
заявками, при умові роботи блока в період Start-End на
пит
максимальній заявленій робочій потужності (С );
б
2) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи
блока на іншій станції та необхідності роботи цієї станції складом
обладнання нижче мінімально допустимого;
3) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції не є результатом виключення з
роботи або не включення в роботу блока на іншій станції, більш
дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою, згідно з
ціновими заявками, при умові роботи блока в період Start-End на
пит
максимальній заявленій робочій потужності (С ), але не є
б
обов'язковою умовою включення в роботу цього блока;
4) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції не є результатом виключення з
роботи або не включення в роботу блока на іншій станції, більш
дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з
ціновими заявками при умові роботи блока в період Start-End на
пит
максимальній заявленій робочій потужності (С ), але унеможливлює
б
використання або потенційне використання даного блока в
маневреному режимі за ознакою пуску/зупинки (М = 1) у
бр
розрахунковий період мінімального покриття та в суміжних з ним
розрахункових періодах доби, загальна кількість яких відповідає
0
мінімальній тривалості простою блока (Т );
б
5) діє вимога Диспетчерського центру щодо обмеження
min д max
мінімальної (Р ) та/або максимальної потужності блока (Р ),
бр бр
що унеможливлює використання діапазону регулювання цього блока.
дmin рmin рmax дmax
При цьому, виконується умова Р > Р та/або Р > Р .
бр бр бр бр
У разі дії вимог Диспетчерського центру щодо обмеження мінімальної
або максимальної потужності по станції в цілому величина обмеження
min дmax
мінімальної потужності (Р ) або максимальної потужності (Р )
бр бр
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.

( Підрозділ 5.9 доповнено пунктом 5.9.1 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1682 від 05.12.2007 )

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

а) для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з
корпусів його котла:
- знаходився в роботі впродовж вечірнього максимуму
навантаження минулої доби та
- за заданим графіком навантаження був зупинений, а потім
включений в роботу на протязі розрахункової доби або
- потенційно міг бути зупинений незалежно від ознаки
обов'язкової роботи, а потім включений в роботу на протязі
розрахункової доби згідно з наданими в заявці технічними
р о
параметрами Т , Т ;
б б
- був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим
більше ніж на 50% від максимальної заявленої робочої потужності
рmax
блоку (Р ) в період End <= p <= Start, якщо:
бр

рmax рmin рmax
(Р - Р ) / (Р ) >= 0,5 ".
бр бр бр

( Підпункт "а" пункту доповнено абзацом згідно з Постановою НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )

б) М = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в
бр
інтервалі Start <= р <= End, якщо:

рmax рmin рmax
(Р - Р ) / (Р ) >= ДМ,
бр бр бр

де ДМ - граничний відносний діапазон регулювання, який
встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ. ДМ дорівнює 0,15
для вугільних та 0,40 для газо-мазутових блоків;
Start-Еnd - це особливий розрахунковий період, що починається
о 6-00 та закінчується о 23-00. Start-End може переглядатися Радою
ринку за поданням Розпорядника системи розрахунків;
в) у всіх інших випадках М = 0.
бр

5.9.3. На підставі заявок, поданих Виробниками відповідно до розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Ц^рзбр) кожного блока визначається відповідно до таких правил:

г рз
а) якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр

г нвц рз из пт
б) якщо Э > 0 та Н = 0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр

де:
из
Ц - розрахункова прирощена ціна, яка визначається
бр
відповідно до таких правил:

г из з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1

г из
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б1 бр б2 бр

з з
між Ц і Ц ;
б1 б2

г
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3

из з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
бр б2
з
Ц ;
б3
г
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

г
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр

из з г из з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

г
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 370, то
б2 бр

из з г из з
Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

г из
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр

з з
між Ц і Ц ;
б3 б4

г из з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4

пт
З - витрати на холостий хід блока, що визначаються
бр
відповідно до таких правил:
якщо Start <= p <= End, то

СГ
p=Т
б ххр
S Ц
пт р=1 б
З = -------------------- х 100,
бр р=END г о
S Э х Р
p=START бр б

де:
S - знак суми;

ххр
Ц - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається
бр
за наступними правилами:

г ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр

г
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б

ххр хх1
для двокорпусних блоків 100 МВт: Ц = Ц , якщо 0 <
бр б
г ххр хх2 г
Э <= 45, та Ц = Ц ; якщо Э > 45;
бр бр б бр
г
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то
бр
ххр хх1 г ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
г
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370 , то
бр
ххр хх1 г ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц .
бр б бр бр б

пт
В іншому випадку З = 0;
бр

г нвц
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
бр б

пит(к)
С
рз б из пт
Ц = --------------------- * Ц + З .
бр пит бр бр
С * (1 - ДЕЛЬТА С)
б

( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 1058 від 29.10.2004, N 440 від 15.06.2005, N 1099 від 02.12.2005; в редакції Постанови НКРЕ N 1275 від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137 від 31.01.2006, N 1459 від 10.11.2006 )

5.10. Обчислення ціни блока

5.10.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного блока (Ц^ббр) відповідно до таких правил:

а) для блоків, які є неманевреними М = 0 відповідно до
бр
пункту 5.9.1, 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 5.7.1 не повинні були включатися до графіка навантаження,
та для блоків, які мають одну з наступних ознак ОВ = 1, ВР = 1,
бр бр

ВС = 1, ВЗ = 1, ОБ = 1, ОТ = 1, ОЗ = 1, за формулою:
бр бр б б бр

б
Ц = 0 ;
бр

б рз
б) у всіх інших випадках Ц = Ц .
бр бр

( Пункт 5.10.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1098 від 02.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 186 від 17.02.2006, із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1600 від 01.12.2006, N 1058 від 27.07.2007, N 1302 від 26.09.2007, N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 )

5.11. Визначення граничної ціни системи

5.11.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну системи (Ц^пср) відповідно до таких правил:

б пс ГЦС
якщо max (Ц ) = 0, то Ц = К ;
б бр р НКРЕ

б пс
якщо max (Ц ) > К , то Ц = К ,
б бр НКРЕ р НКРЕ

де:

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

К - обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ,
НКРЕ
грн./МВт.год.
пс б
У іншому випадку Ц = max (Ц ).
р б бр

( Пункт 5.11.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1098 від 02.12.2005, N 186 від 17.02.2006 )

( Пункт 5.11.2 підрозділу 5.11 виключено на підставі Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

5.12. Визначення ціни робочої потужності

5.12.1. 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 5.7, за наступними правилами:

а) блоки, які включені до графіка навантаження на наступну
СГ
p=Т Г нmin Г
добу max (Р ) >= P , формують першу групу з ознакою N для
p=1 бр б бр
рmax
всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0;
бр
СГ
p=Т Г нmin
б) блоки, для яких виконується умова 0 < max (Э ) < Р ,
p=1 бр б

Г
формують першу групу з ознакою N = 1 для розрахункових періодів
бр
рmax
доби, в яких Р > 0;
бр
в) блоки, які знаходяться у резерві на наступну добу
СГ
р=Т Г
S Р = 0, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від
р=1 бр
надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та
сумарна потужність яких не перевищує величини необхідного
Г
оперативного резерву, формують другу групу N = 2 для всіх
бр
рmax
розрахункових періодів доби, в яких Р > 0. Величини
бр
необхідного оперативного резерву в "острові Бурштинської ТЕС" та в
іншій частині ОЕС України затверджуються НКРЕ за поданням
Диспетчерського центру;
г) блоки з числа заявлених, які не ввійшли до складу першої і
Г
другої групи та мають ознаку ОТ = 0, формують третю групу N = 3
б бр
рmax
для всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0;
бр
д) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої
Г
групи та мають ознаку ОТ = 1, формують четверту групу N = 4
б бр
рmax
для всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0.
бр
рmax
В усіх інших годинах розрахункової доби, в яких Р = 0,
бр
Г
група робочої потужності блоку не встановлюється N = 0.
бр

( Пункт 5.12.1 в редакції Постанов НКРЕ N 699 від 02.07.2004, N 1099 від 02.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )

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

а) для періоду Start-End:
для блоків першої групи:

- пк -m
| Р |
рм рм(3) пз | р(Бу) |
Ц = Ц + К * | -------------- |
р(Бу) р(Бу) (Бу) | р=End пк | ,
| max (Р )|
|p=Start р(Бу) |
| |
| |
- -

для блоків другої групи

рм(2) рм(2) рм(3)
Ц = Ц + Ц ,
р(Бу) (Бу) (Бу)

для блоків третьої групи

рм(3) рм(3)
Ц = Ц ,
р(Бу) (Бу)

для блоків четвертої групи

рм (4) рм (3)
Ц = Ц ;
р (Бу) р (Бу)

б) для інших розрахункових періодів:

рм(1) рм(2) рм(3) рм(4)
Ц = Ц = Ц = Ц = 0 ,
р(Бу) р(Бу) р(Бу) р(Бу)

де:
рм(2)
Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків,
(Бу)
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
рм(3)
Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків,
(Бу)
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
пз
К - регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС",
(Бу)
що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;
пк
max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття
р(Бу)
"острова Бурштинської ТЕС" у період Start-End, МВт;
пк
Р - величина покриття поточного розрахункового періоду
р(Бу)
в "острові Бурштинської ТЕС", МВт;
m - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для
першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного
покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, для "острова Бурштинської ТЕС".

( Пункт 5.12.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003; в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1295 від 21.09.2007 )

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

а) для періоду Start-End:

для блоків першої групи:

- пк -n
| Р |
рм(1) рм(3) пз | р(ОЕС) |
Ц = Ц + К * | -------------- |
р(ОЕС) (ОЕС) (ОЕС) | р=End пк | ,
| max (Р )|
|p=Start р(ОЕС) |
| |
| |
- -

для блоків другої групи

рм(2) рм(2) рм(3)
Ц = Ц + Ц ,
р(ОЕС) (ОЕС) (ОЕС)

для блоків третьої групи

рм(3) рм(3)
Ц = Ц ,
р(ОЕС) (ОЕС)

для блоків четвертої групи

рм (4) рм (3)
Ц = Ц ;
р (ОЕС) (ОЕС)

б) для інших розрахункових періодів:

рм(1) рм(2) рм(3) рм(4)
Ц = Ц = Ц = Ц = 0 ,
р(ОЕС) р(ОЕС) р(ОЕС) р(ОЕС)

де:
рм(2)
Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків,
(ОЕС)
які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
рм(3)
Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків,
(ОЕС)
які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
пз
К - регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України,
(ОЕС)
що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;
пк
max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття
р(ОЕС)
іншої частини ОЕС України в період Start-End, МВт;
пк
Р - величина покриття поточного розрахункового періоду
р(ОЕС)
іншої частини ОЕС України, МВт;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для
першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного
покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, для іншої частини ОЕС України.

( Підрозділ 5.12 доповнено пунктом 5.12.3 згідно з Постановою НКРЕ N 112 від 27.01.2007; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1295 від 21.09.2007 )

5.12.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін
пз пз
за робочу потужність для робочих і вихідних днів К та К ,
(Бу) (ОЕС)
визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно
до Додатка Е Правил.

( Підрозділ 5.12 доповнено пунктом 5.12.4 згідно з Постановою НКРЕ N 1322 від 28.09.2007 )

5.13. Визначення ціни за маневреність

5.13.1. Ціна за маневреність для включених в роботу
енергоблоків на кожний розрахунковий період наступної доби
визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова
мн
Бурштинської ТЕС" (Ц ) та іншої частини ОЕС України
бр(Бу)
мн
(Ц ).
бр(ОЕС)

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

а) якщо
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн
[-----------------------] <= C , то Ц = K ;
пк пк (Бу) бр(Бу) max(Бу)
max (P ) - P
р(Бу) р(Бу)

б) якщо
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн
[-----------------------] >= D , то Ц = K ;
пк пк (Бу) бр(Бу) мін(Бу)
max (P ) - P
р(Бу) р(Бу)

пк пк мн мн
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(Бу) р(Бу) бр(Бу) мін(Бу)

г) інакше

рег
S дельта P
мн бр(Бу)
K х (D - --------------------) +
max(Бу) (Бу) пк пк
max(P ) - P
мн р(Бу) р(Бу)
Ц = --------------------------------------------
бр(Бу) D - C
(Бу) (Бу)

рег
S дельта P
мн бр(Бу)
+ K х ( -------------------- - C )
мін(Бу) пк пк (Бу)
max(P ) - P
р(Бу) р(Бу)
---------------------------------------------,

де:
S - знак суми;

пк пк
max(P ) - P - нерівномірність графіка необхідного
р(Бу) р(Бу)

покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначається як різниця
між максимальною величиною покриття на годину максимального
навантаження та величиною покриття поточного розрахункового
пк
періоду в "острові Бурштинської ТЕС" (P );
р(Бу)

мн мн
K та K - коефіцієнти маневреності, які
max(Бу) мін(Бу)

визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для
"острова Бурштинської ТЕС", що затверджуються НКРЕ за поданням
Розпорядника системи розрахунків;

C та D - коефіцієнти обмеження, що характеризують
(Бу) (Бу)
співвідношення початково заявленого діапазону регулювання
виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності
графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС";

рег
дельта P - заявлений діапазон регулювання блоку в
бр(Бу)

"острові Бурштинської ТЕС", який визначається за наступними
правилами:
для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка
(М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, регулюючий діапазон
бр
визначається за формулою:

рег рmax
дельта P = Р - блоків, що декларують ознаку
бр(Бу) бр

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 (М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи,
бр
регулюючий діапазон визначається за формулою:

рег рmax рmin
дельта P = Р - Р .
бр(Бу) бр бр

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

а) якщо
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн
[-----------------------] <= C , то Ц = K ;
пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) max(ОЕС)
max (P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)

б) якщо
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн
[-----------------------] >= D , то Ц = K ;
пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
max (P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)

пк пк мн мн
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(ОЕС) р(ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)

г) інакше

рег
S дельта P
мн бр(ОЕС)
K х (D - ----------------------) +
max(ОЕС) (ОЕС) пк пк
max(P ) - P
мн р(ОЕС) р(ОЕС)
Ц = --------------------------------------------
бр(ОЕС) D - C
(ОЕС) (ОЕС)

рег
S дельта P
мн бр(ОЕС)
+ K х ( -------------------- - C )
мін(ОЕС) пк пк (ОЕС)
max(P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)

---------------------------------------------,

де:
S - знак суми;

пк пк
max(P ) - P - нерівномірність графіка необхідного
р(ОЕС) р(ОЕС)

покриття іншої частини ОЕС України, що визначається як різниця між
максимальною величиною покриття на годину максимального
навантаження та величиною покриття поточного розрахункового
пк
періоду іншої частини ОЕС України P ;
р(ОЕС)

мн мн
K та K - коефіцієнти маневреності, які
max(ОЕС) мін(ОЕС)

визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для
іншої частини ОЕС України, що затверджуються НКРЕ за поданням
Розпорядника системи розрахунків;

C та D - коефіцієнти обмеження, що характеризують
(ОЕС) (ОЕС)

співвідношення початково заявленого діапазону регулювання
виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності
графіку покриття іншої частини ОЕС України;

бр(ОЕС)
рег
дельта P - заявлений діапазон регулювання блоку в іншій
бр(ОЕС)

частині ОЕС України, який визначається за наступними правилами:
- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка
(М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, заявлений діапазон
бр
регулювання визначається за формулою:

рег рmax
дельта P = Р - для однокорпусних та двокорпусних
бр(ОЕС) бр

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

рег рmax
дельта P = Р - Р - для двокорпусних блоків, що
бр(ОЕС) бр б2

декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;
- для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному
режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі,
заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:

рег
дельта P = Р - Р ;
бр(ОЕС) б2 б1

- для всіх інших блоків, у тому числі для двокорпусних
блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі, та блоків, які
заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) і з ознакою
бр
обов'язкової роботи, заявлений діапазон регулювання визначається
за формулою:

рег рmax рmin
дельта P = Р - Р .
бр(ОЕС) бр бр

( Пункт 5.13.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

5.13.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін
мн мн
за маневреність для робочих і вихідних днів К , К ,
мах(Бу) мін(Бу)
мн мн
К та К , визначаються Розпорядником системи
мах(ОЕС) мін(ОЕС)
розрахунків відповідно до Додатка Е.

( Підрозділ 5.13 доповнено пунктом 5.13.4 згідно з Постановою НКРЕ N 1322 від 28.09.2007 ) ( Підрозділ 5.13 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )

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 енергосистемою України у відповідності з діючими нормативно-правовими і технічними документами та цими Правилами. 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.

6.1.3. Диспетчер має право, при необхідності за режимом роботи ОЕС України, змінювати заданий графік навантаження Виробників, Операторів зовнішніх перетоків та Постачальників. Усі зміни заданого графіка навантаження Виробників повинні фіксуватися в електронному диспетчерському журналі у строгій відповідності із наданими диспетчером командами або дозволеними перезаявками робочої потужності. ( Пункт 6.1.3 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 959 від 12.07.2007, N 1493 від 30.10.2007 )

6.1.4. При зміні навантаження блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись графіками гарячого резерву, в якому блоки розташовані в порядку збільшення вартості виробництва електроенергії.

6.1.5. При необхідності пуску блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись порядком пуску блоків з резерву, а при зупинці блоків - порядком блоків на відключення до резерву.

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

а) всі команди диспетчера, які надаються енергоблокам
протягом доби та відповідно до додатку Б до цих Правил
перераховані в заданий обсяг виробітку електричної енергії
д
(Э );
бр в
б) ознака вимушеної роботи енергоблоку (Н ) (якщо зміна
бр в
навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Н = 1,
в бр
якщо за вимогою системи, то Н = 0);
бр
в) поточні зміни заявлених потужностей;

Д
г) потужності, що задані диспетчером (Р ), та фактичні
бр
Ф
потужності (Р ) блоків на кожний розрахунковий період доби згідно
бр
з даними Оперативно-інформаційного комплексу Диспетчерського
центру.

( Пункт 6.1.6 доповнено підпунктом "г" згідно з Постановами НКРЕ N 959 від 12.07.2007, N 1493 від 30.10.2007 )

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

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 всі 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 ( n0001227-96 ) 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:

ф
фактичний виробіток блока (Э );
бр
фо
фактичний відпуск електростанції (Э );
ср
фактичний обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку
Постачальником з метою продажу її споживачам на території України
пт
(Э );
пр рпт
фактичне розрахункове покриття (Э );
р вн
фактичний зовнішний переток електричної енергії (Э );
ір
обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку
екс
Постачальником з метою її експорту (Э );
оір
обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором
імп
зовнішнього перетоку (Э );
оір
обсяг технологічного перетоку електричної енергії оператора
тп
зовнішнього перетоку (Э ).
оір

( Пункт 6.2.4 в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009)

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
екс
Постачальником з метою її експорту (Э ) по і-му зовнішньому
оір
перетоку визначається Диспетчерським центром на основі фактичного
вн
зовнішнього перетоку електричної енергії (Э ) шляхом його
ір
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.

( Пункт 6.2.5 доповнено абзацом згідно з Постановою НКРЕ N 726 від 22.06.2009 )

Обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором
імп
зовнішнього перетоку (Э ) по і-му зовнішньому перетоку
оір
визначається Диспетчерським центром на основі фактичного
вн
зовнішнього перетоку електричної енергії (Э ) шляхом його
ір
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. ( Пункт

6.2.5 доповнено абзацом згідно з Постановою НКРЕ N 726 від 22.06.2009 )

6.2.6. Зовнішні перетоки (Э^внір) повинні бути із знаком (+) у випадку покупки 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 всі Сторони Договору ( n0001227-96 ) 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. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах

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 втрат в магістральних та міждержавних електромережах (Э^пср, МВт х 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 CENTREL і навпаки,
встановлюючи ознаку пуску (ДП = 1), ознаку зупинки
бр
(ДЗ = 1) та ознаку переключення (ДФ = 1).
бр бр

Вважається, що ДП = 1 та ДП = 1, ... ДП пуск
бр бр+1 бр + Т
б
д д
для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0 та Э > 0.
бр+1 бр

Вважається, що ДП підкл = 1, ... ДП = 1, ДП = 1,
бр - Т бр-1 бр
б

ДП = 1, ... ДП пуск = 1 для двокорпусних блоків при роботі
бр+1 бр+Т
б
в однокорпусному режимі та подальшому підключенні другого корпусу:

д
для блоків 100 МВт, якщо Р <= Э <= 45,
б1 підкл
бр-(Т +1)
б

д д д
0 < Э < Р ,..., 0 < Э < Р та Э < 45;
підкл б1 бр-1 б1 бр
бр-Т
б
д
для блоків 300 МВт, якщо Р <= Э підкл <= 150,
б1 бр - (Т +1)
б
д д д
0 < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 150;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б
д
для блоків 800 МВт, якщо Р <= Э підкл <= 370,
б1 бр - (Т +1)
б
д д д
0 < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 370;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б

В іншому випадку ДП = 0.
бр

Вважається, що ДЗ = 1 та ДЗ = 1:
бр бр-1

д д
а) для всіх блоків при зупинці, якщо Э > 0 та Э = 0;
бр-1 бр

б) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:

д д
для блоків 100 МВт, якщо Э <= 45 та Э > 45;
бр-1 бр

д д
для блоків 300 МВт, якщо Э > 150 та Э <= 150;
бр-1 бр

д д
для блоків 800 МВт, якщо Э > 370 та Э <= 370.
бр-1 бр

В іншому випадку ДЗ = 0.
бр

Вважається, що ДФ = 1:
бр

а) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ОЕС
д д
України на шини електромережі CENTREL, якщо Э > 0, Э > 0,
бр-1 бр+1

ВС = 0 та ВС = 1;
бр бр+1

б) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі
д
CENTREL на шини електромережі ОЕС України, якщо Э > 0,
бр-1
д
Э > 0, ВС = 1 та ВС = 0.
бр+1 бр-1 бр

В іншому випадку ДФ = 0.
бр

( Пункт 7.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 29.10.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 18 від 16.01.2006, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )

7.1.2. На підставі даних витягу з диспетчерського журналу
програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає
розрахункові періоди, у яких були надані команди диспетчера щодо
зниження або збільшення навантаження блока, встановлюючи ознаку
ДК = 1.
бр

Вважається, що ДК = 1, якщо
бр

Г Г Г Г
( Р не дорівнює Р або Р не дорівнює Р )
бр-1 бр-1 бр бр

Д Д
та Р не дорівнює Р .
бр бр-1

В іншому випадку ДК .
бр

( Підрозділ 7.1 доповнено пунктом 7.1.2 згідно з Постановами НКРЕ N 959 від 12.07.2007, N 1493 від 30.10.2007 )

7.1.3. Вважається, що блок допустив порушення, якщо:
1) ДП = 0, ДЗ = 0, ДФ = 0, ОВ = 0, ДК = 0, та
бр бр бр бр бр

Ф Д Ф Д
Э < Э х (1 - ДЕЛЬТА) або Э > Э х (1 + ДЕЛЬТА)),
бр бр бр бр

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

р max рп
Р х Т
Ф бр
а) якщо Э <= ---------------, то
бр 2

для пиловугільних блоків:
300 МВт ДЕЛЬТА = 0,1;
200, 150, 100 МВт ДЕЛЬТА = 0,12;
для газомазутних блоків:
300, 250 МВт ДЕЛЬТА = 0,06;
100 МВт ДЕЛЬТА = 0,1;
б) у всіх інших випадках:
для пиловугільних блоків:
800 МВт ДЕЛЬТА = 0,04;
300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі
ДЕЛЬТА = 0,05;
200, 150, 100 МВт ДЕЛЬТА = 0,06;
300 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА = 0,1;
100 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА = 0,12;
50 МВт ДЕЛЬТА = 0,2;
для газомазутних блоків:
800 МВт ДЕЛЬТА = 0,025;
300, 250 МВт ДЕЛЬТА = 0,03;
100 МВт ДЕЛЬТА = 0,05.
Якщо блоки беруть участь у первинному регулюванні частоти
та/або підключені до системи АРЧП, то допустиме відхилення
виробітку для них встановлюється окремо за рішенням Ради ринку,
затвердженим НКРЕ;

2) ДП = 0, ДЗ = 0, ДФ = 0, ОВ = 0, ДК = 1 та
бр бр бр бр бр

Ф Д Ф Д
(Р < (Р - ДЕЛЬТА Р) або Р > (Р + ДЕЛЬТА Р)),
бр бр бр бр

де ДЕЛЬТА P - допустиме відхилення фактичної потужності блока
від потужності блока, заданої диспетчером, що визначається за
такими правилами:
а) для блоків, які беруть участь у первинному регулюванні
частоти та/або підключені до системи АРЧП:
200 МВт ДЕЛЬТА P = 50 МВт;
б) для блоків, які не беруть участі в первинному регулюванні
частоти та не підключені до системи АРЧП:
для пиловугільних блоків:
100, 150 МВт та 300 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА P =
5 МВт;
200, 300 МВт ДЕЛЬТА P = 8 МВт;
800 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА P = 10 МВт;
800 МВт ДЕЛЬТА P = 16 МВт;
для газомазутних блоків:
100, 250, 300 МВт ДЕЛЬТА P = 5 МВт;
800 МВт ДЕЛЬТА P = 10 МВт.

( Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1193 від 10.12.2004, N 414 від 01.06.2005, N 18 від 16.01.2006, N 137 від 31.01.2006, N 959 від 12.07.2007, N 1493 від 30.10.2007; в редакції Постанови НКРЕ N 165 від 31.01.2008 )

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

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 (ВП ).

бр
Вважати ВП =1:
бр ф
а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
ф р-1
Э > 0;
р
б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
ф ф
для блоків 100 МВт, якщо Э <= 45, а Э > 45;
р-1 р

ф ф
для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150;
р-1 р
ф ф
для блоків 800 МВт, якщо Э <= 370, а Э > 370.
р-1 р
Вважати ВП = 0 в усіх інших випадках.
бр

( Підпункт "б" пункту 7.2.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1058 від 29.10.2004, N 137 від 31.01.2006 )

7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку

рф
7.3.1. Фактична робоча потужність (Р ) кожного блоку для
бр
платежів визначається відповідно до правил:
а) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:
бр
рф pmax
Р = (остання одержана Р )
бр бр

б) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:
бр
рф ф pmax
Р = min (Э ; остання одержана Р ).
бр бр бр

7.3.2. Фактична група робочої потужності кожного блока для
платежів визначається за фактичним режимом роботи блока відповідно
до правил:
а) блокам, які фактично включені в роботу за командою

СГ
p=Т д нmin
Диспетчерського центру та для яких max (Э ) >= Р і
p=1 бр б
СГ
p=Т ф нmin ф
max (Э ) > = Р , встановлюється ознака першої групи N для
p=1 бр б бр

всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана
рmax
Р ) > 0;
бр

б) блоки, які фактично включені в роботу за командою
фрег
Диспетчерського центру та для яких ДЕЛЬТА Р >0,
бр

СГ СГ
рmin р=Т д нmin рmin р=Т ф нmin
Р <= max (Э ) < Р і Р <= max (Э ) < Р ,
бр р=1 бр б бр р=1 бр б

ф
формують першу групу з ознакою N = 1 для всіх розрахункових
бр
рmax
періодів доби, в яких (остання одержана Р ) >0.
бр

( Пункт 7.3.2 доповнено підпунктом "б" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )

в) блокам, які фактично включені в роботу за командою
СГ
p=Т д нmin
Диспетчерського центру та для яких 0 < max (Э ) < P , і
р=1 бр б

СГ
p=Т ф нmin ф
0 < max (Э ) < P , формують першу групу з ознакою N = 1 для
р=1 бр б бр
ф рmax
розрахункових періодів доби, в яких Э > 0 і Р > 0;
бр бр
Г
г) блокам, які знаходились у резерві та у яких N = 2,
бр
ф
встановлюється ознака другої групи N = 2 для всіх розрахункових
бр
рmax
періодах доби, в яких (остання одержана Р ) > 0;
бр
д) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної
групи робочої потужності, в тому числі блокам, включеним до
СГ
р=Т Г
заданого графіка навантаження max (Р ) > 0, встановлюється
p=1 бр
ф
ознака третьої групи N = 3 для всіх розрахункових періодів доби,
бр
рmax
в яких (остання одержана Р ) > 0 та ОТ = 0;
бр б

( Підпункт "д" пункту 7.3.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )

е) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю
Г
палива ОТ = 1 та у яких N = 4, встановлюється ознака четвертої
б бр
ф
групи N = 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких
бр
рmax
(остання одержана Р ) > 0.
бр
В усіх інших розрахункових періодах доби, в яких (остання
рmax
одержана Р ) = 0, група робочої потужності не встановлюється
бр
ф
N = 0.
бр

( Пункт 7.3.2 в редакції Постанови НКРЕ N 1099 від 02.12.2005 )

фрег
7.3.3. Фактичний діапазон регулювання (дельта P ) кожного
бр
блоку для платежів визначається за наступними правилами:

1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:
бр
а) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження за
заданим графіком навантаження:
- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою
пуск/зупинка (М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1:
бр

фрег рmax
дельта P = min (початково заявлена Р ; остаточно
бр бр

рmax
заявлена Р ) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що
бр
декларують ознаку маневреності блоку, в тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;

фрег рmax
дельта P = min((початково заявлена Р - Р ); (остаточно
бр бр б2

рmax
заявлена Р - Р )) - для двокорпусних блоків, що декларують
бр б2

ознаку маневреності корпусу, в тому числі для розрахункових
періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
- для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному
режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі,
фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

фрег рmax
дельта P = min [(Р - Р ); (остаточно заявлена Р ) -
бр б2 б1 бр

рmin
(остаточно заявлена Р )];
бр

- для всіх інших блоків та блоків, у тому числі для
двокорпусних блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі,
та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка
(М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, фактичний діапазон
бр
регулювання визначається за формулою:

фрег рmax
дельта P = min ((початково заявлена Р ) - (початково
бр бр

рmin рmax
заявлена Р ); (остаточно заявлена Р ) - (остаточно заявлена
бр бр
рmin
Р ));
бр
б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження
додатково до заданого графіка навантаження за командами
диспетчера:
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження
за командами диспетчера на вимогу системи здійснювали регулювання
за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження
минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", незалежно
від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка,

фрег
фактичний діапазон регулювання (дельта P ) визначається за
бр
правилами, викладеними в третьому та четвертому абзацах підпункту
"1а" пункту 7.3.3;
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження
за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче
рmin
початково заявленої (Р ) та здійснювали регулювання за циклом
бр
"робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби -
розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон
регулювання визначається за формулою:

фрег рmax
дельта P = min [(початково заявлена Р ); (остаточно
бр бр

рmax рmin ф
заявлена Р )] - min [(початково заявлена P ); Э ] - для
бр бр бр
однокорпусних блоків, двокорпусних блоків, що заявлені і включені
в роботу в двокорпусному режимі, та двокорпусних блоків, що
заявлені і включені в роботу в однокорпусному режимі;
фрег рmax
дельта P = min [Р ; (початково заявлена Р )] -
бр б2 бр

ф
min [Р ; Э ] - для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в
б1 бр
двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному
режимі;

2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:
бр
фрег
дельта P = 0;
бр

3) для всіх розрахункових періодів доби, в яких за графіком
навантаження передбачено включення/відключення блоків (корпусів),
крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за
циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої
доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", в розрахункові
періоди доби пуску відповідно до його теплового стану
фрег
дельта P = 0.
бр

( Підрозділ 7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

7.4. Фактична ціна блоку

зв
7.4.1. Фактичні ціни блоків (Ц ), що використовуються для
бр
розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи
розрахунків відповідно до таких правил:
ф зв
а) якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр

ф нвц зв изв фпт
б) якщо Э > 0 та Н =0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр

де:
изв
Ц - фактична розрахункова прирощена ціна, яка
бр
визначається відповідно до таких правил:

ф изв з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1

ф изв
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б1 бр б2 бр

з з
між Ц і Ц ;
б1 б2

ф
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3

изв з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц
бр б2
з
і Ц ;
б3
ф
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
изв з ф изв з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

ф
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр

изв з ф изв з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

ф
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 370,
б2 бр

изв з ф изв з
то Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3

ф изв
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр

з з
між Ц і Ц ;
б3 б4

ф изв з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4

фпт
З - фактичні витрати на холостий хід блока, що
бр
визначаються відповідно до таких правил:

якщо Start <= p <= End, то

ФСГ
p=Т
б ххр
S Ц
фтп р=1 б
З = ----------------------- х 100,
бр р=END ф о
S Э х Р
p=START бр б

де:
S - знак суми;

ххр
Ц - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається
бр
за наступними правилами:

ф ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр

ф
якщо Э > 0, то:
бр

ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б

ф
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э <= 45, то
бр
ххр хх1 ф ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б

ф ххр
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то Ц
бр бр
хх1 ф ххр хх2
= Ц ; якщо Э > 150, Ц = Ц ;
б бр бр б
ф ххр
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370, то Ц
бр бр
хх1 ф ххр хх2
= Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц .
б бр бр б

фпт
В іншому випадку З = 0 ;
бр пит(к)
С х (1+дельта С)
ф нвц зв б
ф нвц
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
бр б

пит(к)
С
зв б изв фпт
Ц = --------------------- * Ц + З .
бр пит бр бр
С * (1 - ДЕЛЬТА С)
б

( Пункт 7.4.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1275 від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137 від 31.01.2006, N 1459 від 10.11.2006 )

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 блока Виробника визначається розрахунковий платіж за відпущену електроенергію (Д^Эбр ) за такими правилами:

нзц зв пс
якщо ОВ = 0, Н = 1 та 0 < Ц < Ц ,
бр б бр р

нвц зв пс
або Н = 0, Ц > Ц та ВР = 1 (або ВС = 1 або ОЗ = 1),
б бр р бр бр бр

Э зв ф о
то Д = Ц х Э х Р / 100.
бр бр бр б

Э пс ф о
У іншому випадку Д = Ц х Э х Р / 100.
бр р бр б

( Пункт 8.1.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 186 від 17.02.2006, із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1058 від 27.07.2007, N 1302 від 26.09.2007, N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008 )

8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
для кожної станції Виробника визначається середньозважена ціна за
э
відпущену електроенергію (Ц ) за такою формулою:
бр

Э
S Д
Э б належить с бр
Ц = -----------------------
ср ф о
S Э х Р / 100.
б належить с бр б

де S - знак суми

8.1.3. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
для кожної станції Виробника визначається платіж за відпущену
э
електроенергію (Д ) за такими правилами:
ср

фо э э фо
якщо Э >= 0, то Д = Ц * Э ,
ср ср ср ср

э пс фо
в іншому випадку Д = Ц * Э .
ср р ср

( Пункт 8.1.3 в редакції Постанов НКРЕ N 612 від 04.08.2005, N 1681 від 05.12.2007 )

( Підрозділ 8.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1081 від 08.11.2004, N 440 від 15.06.2005 )

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,
д
диспетчерський графік навантаження (Э ) яких відрізняється від
бр г
виробітку блока згідно з заданим графіком (Э ), повинні
в бр
отримувати плату за вимушений виробіток (Д ), яка обчислюється
бр
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:
в
а) Н = 0;
бр
Д Г Ф Г
б) Э < Э та Э * (1+дельта) < Э ;
бр бр бр бр
пуск
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП = 0,
бр бр бр-1 бр-Т б

ДЗ = 0, ОВ = 0, ДК = 0.
бр бр бр

ЗВ ПС
г) Ц < Ц
бр р

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

в пс зв в- зв рз Г 0
Д = max[((Ц - Ц ) * Э + (Ц - Ц ) * Э * Р / 100);0]
бр р бр бр бр бр бр б

в-
де Э - обсяг недовиробництва електроенергії, який
бр
пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою
формулою:

в- Г ф о
Э = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр

( Пункт 8.2.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 16 від 15.01.2007, N 959 від 12.07.2007, N 1493 від 30.10.2007, N 1681 від 05.12.2007 )

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

в
а) Н = 0;
бр
д г Ф г
б) Э > Э та Э х (1 - дельта) > Э ;
бр бр бр бр
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП = 0,
бр бр бр-1 пуск
бр-Т
б
ДЗ = 0, ОВ = 0, ВС = 0, ВР = 0; ДК = 0
бр бр бр бр бр

зв пс
г) Ц > Ц
бр бр
плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із
зміною режиму системи, визначається за такою формулою:

в зв пс в+ зв рз Г 0
Д = max[((Ц - Ц ) * Э + (Ц - Ц ) * Э * Р / 100);0]
бр бр р бр бр бр бр б

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

в+ Ф Г о
Э = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр

( Пункт 8.2.3 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 16 від 15.01.2007, N 959 від 12.07.2007, N 1493 від 30.10.2007, N 1681 від 05.12.2007 )

8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи

8.3.1. На всі розрахункові періоди, для яких Н = 1, для
бр
блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи
ш
(Д ,), яке визначається за формулою:
бр
фо ш
а) якщо Н = 0 та/або Э <= 0 то Д = 0;
бр в бр

ф д
б) якщо Н = 1 і Э > Э , то
бр бр бр

ш пс ш ф д 0
Д = [(Ц * К ) * (Э - Э )] * Р / 100
бр р бр бр б

б ф д
в) якщо Н = 1 і Э < Э , то
р бр бр

ш пс ш д ф 0
Д = [(Ц * К ) * (Э - Э )] * Р / 100
бр р бр бр б

ш
де К = 1.

( Пункт 8.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 612 від 04.08.2005, N 1681 від 05.12.2007, N 994 від 28.08.2009 - діє з 28.08.2009 до 30.09.2009 )

8.4. Платіж за робочу потужність

8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
блока, що працює в "острові Бурштинської ТЕС", нараховується
рм
платіж за робочу потужність (Д ) у відповідності до його
бр(Бу)
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 блока
рф
(Р ) відповідно до формул:
бр
1) для блоків першої групи

рм рф 0 рм(1)
Д = Р * Р / 100 * Ц ;
бр(Бу) бр б р(Бу)

2) для блоків другої групи

рм рф 0 рм(2)
Д = Р * Р / 100 * Ц ;
бр(Бу) бр б р(Бу)

3) для блоків третьої групи

рм рф 0 рм(3)
Д = Р * Р / 100 * Ц ;
бр(Бу) бр б р(Бу)

4) для блоків четвертої групи

рм рф 0 рм(4)
Д = Р * Р / 100 * Ц ;
бр(Бу) бр б р(Бу)

( Пункт 8.4.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1681 від 05.12.2007 )

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

фо
1) якщо Э > 0, то
в

а) для блоків першої групи

рм рф 0 рм(1)
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)

б) для блоків другої групи

рм рф 0 рм(2)
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)

в) для блоків третьої групи

рм рф 0 рм(3)
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)

г) для блоків четвертої групи

рм рф 0 рм(4)
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)

фо рм
2) якщо, Э <= 0, то Д = 0.
в бр(ОЕС)

( Пункт 8.4.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1681 від 05.12.2007; в редакції Постанови НКРЕ N 994 від 28.08.2009 - діє з 28.08.2009 до 30.09.2009 )

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

( Підрозділ 8.4 в редакції Постанов НКРЕ N 699 від 02.07.2004, N 1081 від 08.11.2004, N 112 від 27.01.2007 )

8.5. Платіж за маневреність

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

мн мн фрег о
Д = Ц х дельта Р х Р / 100.
бр(Бу) бр(Бу) бр б

8.5.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині
мн
ОЕС України, (Д ) визначається за формулою:
бр(ОЕС)

мн мн фрег 0
Д = Ц * ДЕЛЬТА Р * Р / 100.
бр(ОЕС) бр(ОЕС) бр б

( Пункт 8.5.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 612 від 04.08.2005, N 1681 від 05.12.2007 )

8.5.3. В формулах пунктів 8.9.1 та 8.11.1 під платежем за
мн
маневреність (Д ) використовується платіж за маневреність для
бр мн
блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д ), та
бр(Бу)
платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині
мн
ОЕС України (Д ).
бр(ОЕС)

( Підрозділ 8.5 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)

8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового
п
графіка Виробнику визначається платіж за пуск блоку (Д ) за
бр
формулою:

ст
п р=Т п
Д = S ВП * Ц .
бр р=1 бр б

де S - знак суми;

який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби
на інтервалі Start <= p <= End.
п
В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Д = 0.
бр

( Пункт 8.6.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 612 від 04.08.2005, N 1681 від 05.12.2007 )

8.7. Платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції

8.7.1. Кожному блоку, який фактично був зупинений або працював в однокорпусному режимі у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму, нараховується платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Д^розвбр ), який визначається за наступними правилами:

а) у випадку відключення двокорпусних блоків в цілому та для
моноблоків:
ф розв розв pmin 0
якщо Э =0, то ; Д = Ц * Р * Р / 100
бр бр бр б

розв
в іншому випадку Д =0;
бр
б) у випадку відключення корпусу:
ф
для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0< Э <=150, або
бр

ф
для двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0< Э <=370,
бр

розв розв pmin 0
то Д = Ц * (Р - Р ) * Р / 100;
бр бр б1 б

розв
в іншому випадку Д = 0,
бр
розв
де Ц - ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально
допустимого складу обладнання станції, яка затверджується НКРЕ за
поданням Розпорядника системи розрахунків та визначається
відповідно до Додатка Е, грн./МВт.

( Пункт 8.7.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1322 від 28.09.2007, N 1681 від 05.12.2007 ) ( Правила доповнено підрозділом 8.7 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

8.8. Додаткові платежі Виробнику

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

а) за рішенням НКРЕ - на реконструкцію та модернізацію
рек
енергетичного обладнання Виробника (Д );
вр
б) за рішенням НКРЕ - на виконання законодавчих актів та
зб
урядових рішень, погашення безнадійного боргу (Д );
вр
в) за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ - на вирішення
будь-якого спірного питання, у зв'язку із уточненням вимірів або
с
іншим узгодженим коригуванням (Д );
бр
г) за рішенням НКРЕ - на будівництво енергоблоків Виробникам,
бе
які працюють за ціновими заявками (Д );
вр

д) за рішенням Ради ринку (на основі подання ДПЕ),
погодженим НКРЕ - на зменшення платежу Виробнику, який працює за
ціновими заявками, за користування додатково отриманими коштами
кр
Д ).
вр

( Пункт 8.8.1 доповнено підпунктом "д" згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 27.07.2007 - термін дії змін з 30.07.2007 до 01.10.2007; пункт 8.8.1 доповнено підпунктом "д" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 658 від 30.05.2008 ) ( Пункт 8.8.1 в редакції Постанови НКРЕ N 947 від 06.07.2007 )

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 N 183 ( z0701-06 ) (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 (Д^нвквр).

( Підрозділ 8.8 доповнено пунктом 8.8.2 згідно з Постановою НКРЕ N 1013 від 28.07.2006 )

( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )

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

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

р в рм с ш п мн розв
Д = Д + Д + Д - Д + Д + Д + Д .
бр бр бр бр бр бр бр бр

( Пункт 8.9.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

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

сс з р
Д = Д + S Д
ср ср (б належить с) бр

Де S - сума.

8.9.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується Виробнику, який працює за ціновими заявками (Д^цзв ), визначається заформулою:

СГ
цз р=Т сс рек зб бе нвк кр
Д = S ( S Д + Д + Д + Д - Д - Д ).
в р=1 с належить в ср вр вр вр вр вр

( Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 372 від 24.05.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 155 від 06.02.2006; в редакції Постанов НКРЕ N 1013 від 28.07.2006, N 1058 від 27.07.2007, N 658 від 30.05.2008 )

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

ЦЗ
(Ц ), згідно з формулою:
в ЦЗ
Д
ЦЗ в
Ц = -------------------------
в СГ
р=Т фо
S S Э
с належ в р=1 ср

де S - знак суми.

( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005 )

8.11. Оптова ціна закупки

8.11.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків визначає оптову ціну закупки

ок
(Ц ) відповідно до такої формули:
р
рм э мн розв
S Д + S Д + S Д + S Д
ок б бр с ср б бр б бр
Ц = ------------------------------ ,
р фо
S Э
с ср

мн
де: S Д - платіж за маневреність, нарахований згідно з
б бр
пунктом 8.5.1 цих Правил, рівномірно розподілений між періодами
максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ), які
встановлюються Диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ;
розв
S Д - платіж за розвантаження нижче мінімально
б бр
допустимого складу обладнання станції, який рівномірно
розподіляється між розрахунковими періодами добового графіку на
інтервалі від Start до End.
S - знак суми.

( Пункт 8.11.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

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 ( Назва підрозділу 8.12 в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009)

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 ДП "Енергоринок" за тарифами (цінами), встановленими НКРЕ. ( Пункт 8.12.1 в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009)

8.12.2. Платіж оператора зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію та/або технологічні перетоки електричної енергії за розрахункову добу (Д^перо) визначається за формулою:

пер імп тп
Д = S (Д + Д ) ,
о р ор ор

де:
S - знак суми;
імп
Д - платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану
ор
електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період, грн;
тп
Д - платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення
ор
технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий
період, грн.
Платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану
електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період
імп
(Д ) визначається за формулою:
ор

імп імп імп
Д = S Т х Э ,
ор i оі оір

де S - знак суми;
імп
Т - установлена НКРЕ ціна продажу імпортованої
оі
електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього
перетоку, грн/МВт.год.
Платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення
технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий
тп
період (Д ) визначається за формулою:
ор

тп тп тп
Д = S Т х Э ,
ор i оі оір

де S - знак суми;
тп
Т установлена НКРЕ ціна електричної енергії за
оі
забезпечення технологічного перетоку оператором зовнішнього
перетоку, грн/МВт.год.

( Пункт 8.12.2 в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009)

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

от ее ФО бс
Д = (Т х Э х 10) + Д ,
в в в в

де:
ее
Т - встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну
в
енергію, коп. за 1 кВт.год;
ФО
Э - фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок
в
Виробником за розрахункову добу, МВт.год.

( Пункт 8.12.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )

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

дт ее с рм бс
Д = Д + Д + Д ,
в в в в

де:
се
Д - платіж Виробнику за розрахункову добу за електричну
в
енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на
електричну енергію, грн.;
с рм
Д - платіж Виробнику за розрахункову добу за робочу
в
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:

се се ФО
Д = Т х Э х 10 ,
в в в

се
де Т - встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію
в
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:

с рм с рм рф КВ
Д = Т х Р / N ,
в в в

де:

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

рф
Р - фактична робоча потужність Виробника за розрахункову
в
добу, МВт;

КВ
N - кількість діб у розрахунковому кварталі, діб.

( Пункт 8.12.4 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )

( Підрозділ 8.12 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 136 від 31.01.2006 )

8.12.5. Платіж на будівництво енергоблоків Виробникам, які не працюють за ціновими заявками (Д^бсв), визначається за формулою:

бс нб ФО
Д = Т х Э х 10,
в в в

нб
де Т - надбавка до тарифу на електричну енергію на
в
будівництво енергоблоків.

( Підрозділ 8.12 доповнено пунктом 8.12.5 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )

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 ПМНЕ в цій розрахунковій добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж (Д^ввр ).

8.14. Коригування платежів Постачальників

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

зп зп' зп''
Д = Д + Д ,
р р р

де:
зп'
Д - коригування платежів Постачальників відповідно до
р
платежів атомним електростанціям, що розраховується за формулою:

зп' аес ок фо
Д = Д - (Ц х Э ) ,
р р р аеср

де:
аес
Д - платіж атомним електростанціям, грн;
р
фо
Э - фактичний відпуск електроенергії атомними
аеср
електростанціями, грн/МВт.год;
зп''
Д - коригування платежів Постачальників відповідно до
р
платежів Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та
операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної
енергії та забезпечують технологічні перетоки електричної енергії,
крім платежів атомним електростанціям, що розраховується за
формулою:

СГ
зп'' двк-аес Т ОК фо СГ
Д = (Д - S (Ц х Э )) / Т ,
р Р=1 р ср-аес

де:
S - знак суми;
фо
Э сума фактичного відпуску електричної енергії
ср-аес
Виробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних
електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та
технологічного перетоку електричної енергії, грн/МВт.год;
СГ
Т - тривалість добового графіка, год;
двк-аес
Д сумарний платіж за розрахункову добу Виробникам, які
не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх
перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та
забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім
платежів атомним електростанціям, грн.

( Пункт 8.14.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 136 від 31.01.2006; в редакції Постанови НКРЕ N 671 від 04.06.2009 )

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(Д^эрр ).

8.16. Додаткові платежі Постачальників

8.16.1. Якщо Рада ринку визнає, що Постачальник має здійснити оплату у зв'язку з вирішенням спірного питання, уточненням вимірів або іншим необхідним коригуванням, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити нарахування додаткового платежу Постачальнику (Д^спп ), який буде сплачений у термін, визначений Радою ринку.

8.17. Дотаційні сертифікати та компенсаційні платежі

8.17.1. 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 (Д^пвр ).

8.17.2. 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 (Д^кпр).

( Підрозділ 8.17 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )

8.18. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії

8.18.1. Розпорядник системи розрахунків в кожному розрахунковому періоді фактичного добового графіка повинен здійснити нарахування платежу Постачальників на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії (Д^втр, грн) відповідно до формули:

вт сс дв
Д = (S Д + Д ) х 0,0075,
р ср р

де:
S - сума;
сс
S Д - сумарний платіж Виробникам, які працюють за ціновими
ср
заявками;
дв
Д - сумарний платіж Виробникам, які не працюють за
р
ціновими заявками, без урахування операторів зовнішніх перетоків.
вт
( Вважати Д на 2004 рік таким, що дорівнює нулю згідно з
р
Постановою НКРЕ N 1485 від 31.12.2003 )
вт
( Вважати Д на 2005 рік таким, що дорівнює нулю згідно з
р
Постановою НКРЕ N 1279 від 30.12.2004 )

( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485 від 31.12.2003 )

8.19. Збір у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

8.19.1. Розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію (Д^інр ) встановлюється НКРЕ виходячи із сум збору, затверджених законом України про державний бюджет на відповідний рік. ( Абзац перший пункту 8.18.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1279 від 30.12.2004 )

При розрахунку оптової ринкової ціни цей розмір збору рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End. ( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485 від 31.12.2003, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 19 від 14.01.2004 )

8.20. Оптові ринкові ціни та платежі Постачальників ( Назва підрозділу 8.20 в редакції Постанови НКРЕ N 724 від 19.06.2009 )

8.20.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити:

1) розрахунок оптової ринкової ціни без врахування обсягу дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом (Ц^ордр) згідно з формулою:

ок н
Ц + Ц
орд р р
Ц = --------- х К ,
р пс
1 - К
р

де:
н
Ц - націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за
р
формулою:

в п с ш рек зб бе нвк кр
S (Д + Д + Д - Д ) + S (Д + Д + Д - Д - Д ) +
н б бр бр бр бр в вр вр вр вр вр
Ц = ---------------------------------------------------------
р рпт екс
Э + SS Э
р оі оір

вв эр зп вт ін кп
+ Д + Д + Д + Д + Д + Д
р р р р р р
------------------------------

де S - знак суми;
пс
К - коефіцієнт втрат у магістральних та міждержавних
р
електромережах, який розраховується за формулою:

пс
Э
пс р
К = --------------- ,
р рпт екс
Э + SS Э
р оі оір

де S - знак суми;
К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та
затверджується НКРЕ;
2) розрахунок оптової ринкової ціни з урахуванням обсягу
дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання
ор
електричної енергії за регульованим тарифом (Ц ) згідно з
р
формулою:

пв
Д
ор орд р
Ц = Ц + -------------------- К
р р рпт екс пс
Э + SS Э - Э
р оі оір р

( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005; пункт 8.20.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005, N 155 від 06.02.2006, N 1013 від 28.07.2006, N 1058 від 27.07.2007, N 658 від 30.05.2008; в редакції Постанов НКРЕ N 671 від 04.06.2009, N 724 від 19.06.2009 )

8.20.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, платіж (Д^ексо) за розрахункову добу за такою формулою:

екс екс ор
Д = S S Э х Ц
о і р оір р

( Підрозділ 8.20 доповнено пунктом 8.20.2 згідно з Постановою НКРЕ N 671 від 04.06.2009 )

8.20.3. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, платіж (Д^эппр) за розрахунковий період за такою формулою:

эп пт ор
Д = Э х Ц
пр пр р

( Пункт в редакції Постанов Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005, N 671 від 04.06.2009 )

8.20.4. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на території України, платіж (Д^эппр) за розрахункову добу за такою формулою:

- -
эп нп | (ДЕЛЬТА)Д |
Д = Д х | 1 + ---------- | ,
п п | нп |
| S Д |
| n п |
- -

де: S - знак суми;
(ДЕЛЬТА)Д - небаланс платежів в Оптовому ринку, який виникає
за рахунок округлення результатів розрахунків цін та платежів, що
визначається за формулою:

СГ СГ СГ
цз р=Т аес р=Т двк-аес р=Т эр
(ДЕЛЬТА)Д = S Д + S Д + S Д + S Д +
в в р=1 р р=1 ср р=1 р

СГ СГ СГ
р=Т ВВ р=Т ВТ р=Т ін екс ку
+ S Д + S Д + S Д - S Д - Д
р=1 р р=1 р р=1 р п о

де: S - знак суми;

ку
Д - компенсаційний платіж, розрахований на виконання
урядових рішень.

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

СГ
нп р=Т эп сп пв кп к
Д = S Д + Д - Д - Д + Д ,
п р=1 пр п п п п

де: S - знак суми;
пв
Д - обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення
п
постачання електричної енергії за регульованим тарифом для
Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований
виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ;
кп
Д - обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за
п
розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів
компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ;
к
Д - сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у
п
зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на
електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення,
на території України за розрахункову добу.

( Підрозділ доповнено пунктом згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005; пункт в редакції Постанов Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005, N 671 від 04.06.2009; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 724 від 19.06.2009 )

8.20.5. 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 (Д^кп ) визначається за формулою:

к к(I) к(II)
Д = Д + Д ,
п п п

к(I) к(II)
де Д , Д - обсяг коригування платежу Постачальника
п п
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:

к(I) (I) пт пв(I)
для першого класу споживачів Д = S (Т х Э х К );
п т тм пт пт

к(II) (II) пт пв(II)
для другого класу споживачів Д = S (Т х Э х К ),
п т тм пт пт

де:
пт
Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії за
пт
розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює
свою діяльність на території відповідного постачальника
електроенергії за регульованим тарифом;
пв(I) пв(II)
К , К - питома вага прогнозованого місячного обсягу
пт пт
купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до
відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання
електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпоряднику
пв(I) пв(II)
системи розрахунків Місцевим постачальником. К + К = 1;
пт пт
(I) (II)
Т , Т - вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до
тм тм
відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії,
який здійснює свою діяльність на території відповідного
постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за
поданням Розпорядника системи розрахунків.

( Підрозділ доповнено пунктом згідно з Постановою НКРЕ N 743 від 30.08.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 554 від 28.04.2006 )

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

а) для постачальника електричної енергії за регульованим тарифом:

к(I)
Д
(I) пм
перший клас споживачів: Т = ------- ;
ТМ п(I)
Э
пм

к(II)
Д
(II) пм
другий клас споживачів: Т = -------- ;
ТМ п(II)
Э
пм

б) для постачальників електричної енергії за нерегульованим тарифом:

к(I)
Д
(I) тм
перший клас споживачів: Т = ------- ;
ТМ п(I)
Э
тм

к(II)
Д
(II) тм
другий клас споживачів: Т = --------,
ТМ п(II)
Э
тм

де:
п(I) п(II)
Э , Э - прогнозований місячний обсяг купівлі
пм пм
електроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії
за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу
споживачів;

п(I) п(II)
Э , Э - прогнозований місячний обсяг купівлі
тм тм
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;

к(I) к(II)
Д , Д - місячний обсяг коригування платежу
пм пм
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;

к(I) к(II)
Д , Д - місячний обсяг коригування платежу сумарно по
тм тм
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.

( Підрозділ доповнено пунктом згідно з Постановою НКРЕ N 743 від 30.08.2005; в редакції Постанови НКРЕ N 554 від 28.04.2006 )

8.21. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними

8.21.1. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за добу та місяць для кожного Виробника та Постачальника.

8.21.2. 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). ( Пункт 8.21.2 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 136 від 31.01.2006 )

8.21.3. 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).

Додаток А
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Умовні позначення

Підрядкові індекси:
б - блок;
в - виробник;
м - розрахунковий місяць;
с - електростанція;
о - оператор зовнішнього перетоку;
п - Постачальник;
р - розрахунковий період;
т - територія здійснення ліцензованої діяльності
постачальника за регульованим тарифом;
і - зовнішній переток;
х - точки зростання;
гр - група блоків;
аес - атомна електростанція.

-----------------------------------------------------------------------------
| Умовні | Одиниця виміру | Визначення |
|позначення | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дельта C | |допустиме відхилення рівня цінових |
| | |заявок, що затверджується Радою |
| | |ринку та погоджується НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| C та D | |коефіцієнти обмеження, що характеризують |
| (Бу) (Бу)| |співвідношення початково заявленого |
| | |діапазону регулювання виробниками, які |
| | |працюють за ціновими заявками, до |
| | |нерівномірності графіку покриття "острова |
| | |Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
|C та D | |коефіцієнти обмеження, що характеризують |
|(ОЕС (ОЕС)| |співвідношення початково заявленого |
| | |діапазону регулювання виробниками, які |
| | |працюють за ціновими заявками, до |
| | |нерівномірності графіку покриття іншої |
| | |частини ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пит(к) | |розрахункова заявлена ціна, визначена на |
| C | |розрахунковий період максимального пок- |
| б | |риття при умові роботи блока в період |
| | |Start-End на максимальній заявленій |
| | |робочій потужності, відповідно до конт- |
| | |рольної цінової заявки, грн/МВт.год |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| Start-End | - |особливий розрахунковий період, який |
| | |починається о 6:00 та закінчується о 23:00. |
| | |Встановлюється Радою ринку за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| m | - |ступінь залежності погодинної ціни робочої |
| | |потужності для першої групи блоків від |
| | |нерівномірності графіка необхідного покрит- |
| | |тя, що затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків для |
| | |"острову Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n | - |ступінь залежності погодинної ціни робочої|
| | |потужності для першої групи блоків від |
| | |нерівномірності графіку необхідного |
| | |покриття, що затверджується НКРЕ за поданням|
| | |Розпорядника системи розрахунків на рівні |
| | |для іншої частини ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| г | від 0 до 4 |група робочої потужності блоку в заданому |
| N | |графіку навантаження |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| КВ | |кількість діб у розрахунковому кварталі, |
| N | |діб; |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ф | від 0 до 4 |фактична група робочої потужності блоку |
| N | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дельта |відносні одиниці|допустиме відхилення виробництва блоком |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВЗ | 0 чи 1 |ознака вимушеної роботи блоку відповідно до |
| бр | |термінових та/або аварійних заявок |
| | |Виробників |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|

| ВП | 0 чи 1 |ознака фактичного пуску блоку |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВР | 0 чи 1 |ознака роботи блока за вимогами режиму |
| бр | |електромережі ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВС | 0 чи 1 |ознака роботи блока за вимогами режиму |
| бр | |електромережі CENTREL |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| аес | грн. |платежі атомним електростанціям |
| Д | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| бе | грн. |додатковий платіж на будівництво енергобло- |
| Д | |ків Виробнику, який працює за |
| вр | |ціновими заявками |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| бс | грн. |додатковий платіж на будівництво енергобло- |
| Д | |ків Виробнику, який не працює за ціновими |
| в | |заявками |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| р | грн. |сумарна плата блоку, крім платежу за |
| Д | |відпущену електроенергію |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| в | грн. |плата за вироблену електроенергію блоку, яка|
| Д | |пов'язана із зміною режиму системи |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| вв | грн. |платежі за проведення централізованого |
| Д | |диспетчерського управління та використання |
| р | |магістральних та міждержавних електромереж |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| вт | грн. |платежі постачальників на фінансування |
| Д | |розвитку нетрадиційних джерел електроенергії|
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дв | грн. |сумарний платіж Виробникам, які не працюють |
| Д | |за ціновими заявками, без урахування |
| р | |операторів зовнішніх перетоків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| двк-аес | грн. |сумарний платіж за розрахункову добу |
| Д | |Виробникам, які не працюють за ціновими |
| | |заявками, та операторам зовнішніх перетоків,|
| | |що здійснюють імпорт електричної енергії та |
| | |забезпечують технологічні перетоки |
| | |електричної енергії, крім платежів атомним |
| | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дт | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу при |
| Д | |встановленні НКРЕ двоставочного тарифу |
| в | |на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | |платіж Постачальника, що здійснює купівлю|
| Д | грн. |електричної енергії на Оптовому ринку з |
| о | |метою її експорту, за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | грн. |платіж оператору зовнішніх перетоків за |
| Д | |імпортовану електричну енергію в Оптовий |
| ор | |ринок за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| от | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу при |
| Д | |встановленні НКРЕ одноставочного тарифу |
| в | |на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|

| пер | грн. |платіж оператора зовнішніх перетоків за |
| Д | |імпортовану електричну енергію та/або |
| о | |технологічні перетоки електричної |
| | |енергії за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| се | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу за |
| Д | |електричну енергію при встановленні НКРЕ |
| в | |двоставочного тарифу на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| с рм | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу за |
| Д | |робочу потужність при встановленні НКРЕ |
| в | |двоставочного тарифу на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сс | грн. |сумарний платіж електростанції |
| Д | | |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДМ | від 0 до 1 |граничний відносний діапазон регулювання, |
| | |який встановлюється Радою ринку за |
| | |погодженням НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | грн. |платіж блоку за маневреність |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| Д | |платіж за маневреність для блоків, які |
| бр(Бу) | грн. |працюють в "острові Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| Д | |платіж за маневреність для блоків, які |
| бр(ОЕС) | грн. |працюють в інший частині ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| п | грн. |платіж блоку за пуск |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пв | грн. |обсяги дотацій для компенсації втрат від |
| Д | |здійснення постачання електричної енергії за|
| р | |регульованим тарифом |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| з | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | | |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зб | грн. |додатковий платіж Виробнику на виконання |
| Д | |законодавчих актів та урядових рішень, |
| вр | |погашення безнадійного боргу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зп' | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | |відповідно до платежів атомним |
| р | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зп'' | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | |відповідно до платежів Виробникам, які не |
| р | |працюють за ціновими заявками, та операторам|
| | |зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт |
| | |електричної енергії і забезпечують |
| | |технологічні перетоки електричної енергії, |
| | |крім платежів атомним електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зупв | грн. |заявлені умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", у |
| м(Бу) | |розрахунковому місяці |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|

| зупв | грн. |заявлені умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в іншій частині ОЕС України, у |
| м(ОЕС) | |розрахунковому місяці |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ін | грн. |збір у вигляді цільової надбавки до діючого|
| Д | |тарифу на електричну та теплову енергію |
| р | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к | грн. |сумарний обсяг коригування платежу |
| Д | |Постачальника у зв'язку із застосуванням |
| п | |єдиних роздрібних тарифів на електроенергію |
| | |для кожного із класів споживачів, крім |
| | |населення,на території України за |
| | |розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к(I) к(II) | грн. |обсяг коригування платежу Постачальника у |
|Д , Д | |зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних |
| п п | |тарифів на електроенергію для кожного із |
| | |класів споживачів, крім населення, на |
| | |території України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к(I) к(II) | грн. |місячний обсяг коригування платежу сумарно |
|Д , Д | |по всіх постачальниках електричної енергії |
| тм тм | |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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| кп | грн. |обсяг компенсаційного платежу для |
| Д | |Постачальника за розрахункову добу, |
| п | |розрахований розрахункову добу, розрахований|
| | |виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних|
| | | платежів, затверджених НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| кп | грн. |обсяги компенсаційних платежів для |
| Д | |постачальників |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| кр | грн. |зменшення платежу Виробнику, який працює за |
| Д | |ціновими заявками, за користування |
| вр | |додатково отриманими коштами |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ку | грн. |компенсаційний платіж, розрахований на |
| Д | |виконання урядових рішень |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нвк | грн. |величина зменшення платежу Виробнику за |
| Д | |порушення Порядку підготовки та |
| вр | |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 електростанції |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нп | грн. |платіж Постачальника, що здійснює купівлю |
| Д | |електричної енергії на Оптовому ринку з |
| п | |метою продажу її споживачам на території |
| | |України, за розрахункову добу без |
| | |урахування небалансу платежів в Оптовому |
| | |ринку |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|

| пв | грн. |обсяг дотацій для компенсації втрат від |
| Д | |здійснення постачання електричної енергії за|
| п | |регульованим тарифом для Місцевого |
| | |постачальника за розрахункову добу, |
| | |розрахований виходячи з щоумісячних обсягів |
| | |дотацій, затверджених НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| тп | |платіж оператора зовнішніх перетоків за |
| Д | грн. |забезпечення технологічних перетоків |
| ор | |електричної енергії за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фупв | грн. |фактичні умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", за |
| м-2(Бу) | |місяць, який передував попередньому |
| | |розрахунковому місяцю |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фупв | грн. |фактичні умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в іншій частині ОЕС України, за |
| м-2(ОЕС)| |місяць, який передував попередньому |
| | |розрахунковому місяцю |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | пв(I) пв(II)|відносні одиниці|питома вага прогнозованого місячного обсягу | |К ,К | |купівлі Постачальником з Оптового ринку, | | пт пт | |віднесеного до відповідного класу споживачів| | | |на території ліцензіата з постачання | | | |електроенергії за регульованим тарифом, що | | | |надаються Розпоряднику системи розрахунків | | | |Місцевим постачальником | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | (I) (II) |грн./МВт.год |вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до| |Т , Т | |відповідного класу споживачів постачальника | | тм тм | |електричної енергії, який здійснює свою | | | |діяльність на території відповідного | | | |постачальника за регульованим тарифом, | | | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника| | | |системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії | | Э | |за розрахункову добу Постачальником на | | п | |Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність | | | |на території відповідного постачальника | | | |електроенергії за регульованим тарифом | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | п(I) п(II)| МВт.год |прогнозований місячний обсяг купівлі | |Э , Э | |електроенергії в Оптовому ринку всіма | | тм тм | |постачальниками електричної енергії за | | | |нерегульованим тарифом, які здійснюють свою | | | |діяльність на території відповідного | | | |постачальника за регульованим тарифом, | | | |віднесений до відповідного класу споживачів | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | реж | грн. |платіж за роботу блока за вимогами режиму | | Д | |електромережі ОЕС України та CENTREL | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | реж | грн. |платіж електростанції за роботу блока за | | Д | |вимогами режиму електромережі ОЕС України та| | ср | |CENTREL | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рек | грн. |додатковий платіж Виробнику на реконструкцію| | Д | |та модернізацію енергетичного обладнання | | вр | |Виробника | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | к | |додатковий платіж виробнику на компенсацію | | Д | грн. |збитків Виробникам від роботи блоків з | | вр | |ознакою ОЗ = 1 | | | | бр | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| рм | грн. |платіж блоку за робочу потужність | | Д | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм | грн. |платіж за робочу потужність блока, який | | Д | |працює в "острові Бурштинської ТЕС" | | бр(Бу) | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм | грн. |платіж за робочу потужність блока, який | | Д | |працює в іншій частині ОЕС України | | бр(ОЕС) | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | с | грн. |додатковий платіж Виробнику в разі | | Д | |виникнення спірних питань | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | сп | грн. |додатковий платіж Постачальника в разі | | Д | |виникнення спірних питань | | п | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | цз | грн. |сумарний платіж за розрахункову добу, що | | Д | |сплачується Виробнику, який працює за | | в | |ціновими заявками | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ш | грн. |зменшення платежу блоку за порушення режиму | | Д | |роботи | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | э | грн. |платіж електростанції за відпущену в Оптовий| | Д | |ринок електроенергію | | ср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | э | |розрахунковий платіж блоку за відпущену | | Д | грн. |електроенергію | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | эп | грн. |платіж Постачальника, що здійснює купівлю | | Д | |електричної енергії на Оптовому ринку з | | п | |метою продажу її споживачам на території | | | |України, за розрахункову добу | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | эп | грн. |платіж Постачальника, що здійснює купівлю | | Д | |електричної енергії на Оптовому ринку з| | пр | |метою продажу її споживачам на території | | | |України, за розрахунковий період | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | эр | грн. |платіж за послуги ДПЕ | | Д | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ДЗ | 0 чи 1 |ознака заданої диспетчером зупинки блока | | бр | | | | | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ДК | 0 чи 1 |ознака надання команди диспетчера щодо | | бр | |зниження або збільшення навантаження блока в| | | |в розрахунковий період | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ДП | 0 чи 1 |ознака заданого диспетчером пуску блока | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | розв | грн. |платіж блоку за розвантаження станції нижче | | Д | |мінімально допустимого складу обладнання | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ДФ | 1 чи 0 |ознака переключення блоків з шин електроме- | | бр | |реж ОЕС України на шини електромереж CENTREL| | | |і навпаки | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| к(I) к(II)| |місячний обсяг коригування платежу постача- | |Д , Д | грн. |льника електричної енергії за | | пм пм | |регульованим тарифом у зв'язку із | | | |застосуванням єдиних роздрібних тарифів на | | | |електроенергію для кожного із класів | | | |споживачів, крім населення, на території | | | |України, затверджуються НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | | |небаланс платежів в Оптовому ринку, який | |дельта Д | грн. |виникає за рахунок округлення результатів | | | |розрахунків цін та платежів | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | грн./МВт.год |витрати на холостий хід блоку | | З | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фпт | грн./МВт.год |фактичні витрати на холостий хід блоку | | З | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | гцс | грн./МВт.год |гранична ціна системи при відсутності | | К | |ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ | | нкре | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | K | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | max(Бу)| |максимальну ціну за маневреність для | | | |"острова Бурштинської ТЕС", що | | | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника| | | |системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | K | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | мін(Бу)| |мінімальну ціну за маневреність для | | | |"острова Бурштинської ТЕС", що | | | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника| | | |системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | K | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | max(ОЕС)| |максимальну ціну за маневреність для іншої| | | |частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ | | | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | K | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | мін(ОЕС)| |мінімальну ціну за маневреність для іншої | | | |частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ | | | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ш | число |коефіцієнт штрафу | | К | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пз | грн/МВт. |регулюючий коефіцієнт для "острова | | К | |Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ | | (Бу) | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пз | грн/МВт. |регулюючий коефіцієнт для іншої частини | | К | |ОЕС України, що затверджується НКРЕ | | (ОЕС) | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пс |відносні одиниці|коефіцієнт втрат у магістральних та | | К | |міждержавних електромережах | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | К | грн./МВт.год |обмеження граничної ціни системи, | | НКРЕ | |встановлене НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| М | 0 чи 1 |ознака маневреності блоку | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Н | 0 чи 1 |ознака невиконання блоком диспетчерського | | бр | |графіка | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | в | 0 чи 1 |ознака вимушеної роботи блоку (0 - за | | Н | |вимогою системи, 1 - за заявкою Виробника) | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нвц | |ознака необґрунтованого завищення рівня | | Н | |цінових заявок, 0 чи 1 | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нзц | |ознака необґрунтованого заниження рівня | | H | |цінових заявок, 0 чи 1 | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОБ | 0 чи 1 |ознака пропозицій Виробника відключити блок,| | б | |що знаходився в роботі менше 72 годин, | | | |замість іншого на ТЕС, що був включений в | | | |роботу раніше | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | | 0 чи 1 |ознака обов'язкової роботи після | | ОВ | |капітального та середнього ремонту або | | бр | |реконструкції | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОЗ | 1 чи 0 |ознака обов'язкової роботи блока, що | | бр | |використовує природний газ на виробництво| | | |електроенергії для забезпечення економії | | | |вугілля на складах Виробників за поданням | | | |центрального органу виконавчої влади, що | | | |здійснює управління в електроенергетиці | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОТ | 0 чи 1 |ознака знаходження блока поза резервом за | | б | |відсутністю палива | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОР | 0 чи 1 |ознака згоди на відключення блоку (корпусу) | | б | |у випадку розвантаження станції нижче | | | |мінімально допустимого складуобладнання у | | | |разі виникнення несумісного режиму протягом | | | |усіх розрахункових періодів доби | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ПМНЕ | - |періоди максимального навантаження | | | |енергосистеми, які встановлюються | | | |Диспетчерським центром та затверджуються | | | |НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Р | МВт |опорна потужність | | бх | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | вн | МВт |пропускна здатність зовнішнього перетоку | | Р | | | | і | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | г | МВт |заданий графік навантаження блока | | Р | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Д | МВт |потужність блока, задана диспетчером на | | Р | |розрахунковий період | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | екс | |графік експорту електричної енергії | | Р | МВт |оператора зовнішніх перетоків | | оір | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| імп | |графік імпорту електричної енергії оператора| | Р | МВт |зовнішніх перетоків | | оір | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | м | МВт |максимальна потужність блока | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ммр | МВт |максимальна потужність електростанції в | | Р | |моторному режимі | | с | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мр | МВт |потужність гідроакумулюючої станції в | | Р | |моторному режимі | | ср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | дmin | МВт |обмеження мінімальної потужності блока за | | Р | |вимогами ОЕС України | | бр | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | дmax | МВт |обмеження максимальної потужності блока за | | Р | |вимогами ОЕС України | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нmin | МВт |нормативний технічний мінімум навантаження | | Р | |блока | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | о | % |коефіцієнт корисного відпуску блоку | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | о | % |коефіцієнт корисного відпуску електростанції| | Р | | | | с | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | МВт |прогноз необхідного покриття | | Р | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пкп | МВт |попередній прогноз необхідного покриття | | Р | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | МВт |прогноз споживання | | Р | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | | | | Р | МВт |величина покриття поточного розрахункового | | р(Бу) | |періоду в "острові Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | | | | Р | МВт |величина покриття поточного розрахункового | | р(ОЕС) | |періоду іншої частини ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| |дельта Р | МВт |допустиме відхилення фактичної потужності | | | |блока від потужності блока, заданої | | | |диспетчером | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рег | | | |дельта Р | МВт |заявлений діапазон регулювання блоків, які | | бр(Бу)| |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", | | | |який визначається за наступними правилами | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| рег | | | |дельта Р | МВт |заявлений діапазон регулювання блоків, які | | бр(ОЕС) |працюють в іншій частині ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рmax | МВт |максимальна заявлена або перезаявлена робоча| | Р | |потужність блока | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рmin | МВт |мінімальна заявлена або перезаявлена робоча | | Р | |потужність блока | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рф | МВт |фактична робоча потужність блока | | Р | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рф | МВт |фактична робоча потужність Виробника за | | Р | |розрахункову добу | | в | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | у | МВт |встановлена потужність блока | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | у | МВт |встановлена потужність електростанції | | Р | | | | с | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ф | МВт |фактична потужність блока на розрахунковий | | Р | |період згідно з даними | | бр | |Оперативно-інформаційного комплексу | | | |Диспетчерського центру | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | эп | МВт |прогноз споживання Постачальника | | Р | | | | пр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | иэ | МВт |прогноз і-го зовнішнього перетоку | | Р | | | | ір | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фрег | МВт |фактичний регулюючий діапазон блока | |дельта Р | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нес | МВт |величина несумісної потужності, що | | Р | |визначається як різниця між сумарною | | р | |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 | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пит | грн./МВт.год |розрахункова заявлена ціна, визначена на | | C | |розрахунковий період максимального покриття | | б | |при умові роботи блока в період Start-End на| | | |максимальній заявленій робочій потужності | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | е | грн./МВт |питома економія витрат блока | | C | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| ее | коп./кВт.год |встановлений НКРЕ одноставочний тариф на | | Т | |електричну енергію | | в | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | імп | грн./МВт.год |встановлена НКРЕ ціна продажу імпортованої | | Т | |електричної енергії на Оптовому ринку | | оі | |оператором зовнішнього перетоку | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нб | коп./кВт.год |надбавка до тарифу на електричну енергію на | | Т | |будівництво енергоблоків | | в | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | СГ | год |тривалість добового графіку | | Т | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | се | коп./кВт.год |встановлена НКРЕ ставка плати за електричну | | Т | |енергію в складі двоставочного тарифу | | в | |на електричну енергію | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | с рм | грн./МВт |встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал | | Т | |ставка плати за робочу потужність в | | в | |складі двоставочного тарифу на електричну | | | |енергію | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | СН | год |час синхронізації блока з електричною | | Т | |мережею у відповідному розрахунковому | | | |періоді | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | max | год |час досягання блоком повного навантаження у | | р | |відповідному розрахунковому періоді | | Т | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | КР | год |час підключення другого корпуса котла | | Т | |двокорпусного блока у відповідному | | | |розрахунковому періоді | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | о | год |мінімальна тривалість простою блока між | | Т | |послідовними циклами роботи | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | підкл | год |регламентна тривалість підготовчих робіт до | | Т | |підключення другого корпусу двокорпусного | | б | |блока при роботі блока в однокорпусному | | | |режимі | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пуск | год |регламентна тривалість пуску, яка відображає| | Т | |тепловий стан блоку (корпусу) | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | р | год |мінімальна тривалість роботи блока між | | Т | |послідовними циклами зупинки | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рп | год |тривалість розрахункового періоду | | Т | | | | | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | сг | год |тривалість добового заданого графіка блоку | | Т | | | | б | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | тп | |установлена НКРЕ ціна електричної енергії за| | Т | грн/МВт.год |забезпечення технологічного перетоку | | оі | |оператором зовнішнього перетоку | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фсг | год |фактична тривалість роботи блоку | | Т | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | б | грн./МВт.год |ціна блока | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | n1 | грн. |вартість пуску першого корпусу двокорпусного| | Ц | |блока | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | n2 | грн. |вартість пуску другого корпусу двокорпусного| | Ц | |блока | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | хх1 | грн./год |ціна холостого ходу блока в однокорпусному | | Ц | |режимі двокорпусного блока | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | хх2 | грн./год |ціна холостого ходу блока в двокорпусному | | Ц | |режимі двокорпусного блока | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | з | грн./МВт.год |прирощена ціна блоку | | Ц | | | | бх | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | зв | грн./МВт.год |фактична ціна блоку | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | из | грн./МВт.год |розрахункова прирощена ціна блоку | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | изв | грн./МВт.год |фактична розрахункова прирощена ціна блоку | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | Ц | грн/МВт.год |ціна за маневреність для блоків, які | | бр(Бу) | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | миз | |розрахункова прирощена ціна блока, яка | | Ц | грн./МВт.год |визначається для розрахункового періоду | | бр | |максимального покриття | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | Ц | грн/МВт.год |ціна за маневреність для блоків, які | | бр(ОЕС) | |працюють в інший частині ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | н | грн./МВт.год |націнка до оптової ринкової ціни | | Ц | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ок | грн./МВт.год |оптова ціна закупки | | Ц | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ор | грн./МВт.год |оптова ринкова ціна з урахуванням обсягу | | Ц | |дотацій для компенсації втрат від здійснення| | р | |постачання електричної енергії за | | | |регульованим тарифом | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| орд | |оптова ринкова ціна без урахування обсягу | | Ц | грн/МВт.год |дотацій для компенсації втрат від здійснення| | р | |постачання електричної енергії за | | | |регульованим тарифом | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | п | грн |вартість пуску блоку | | Ц | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пс | грн./МВт.год |гранична ціна системи | | Ц | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рз | грн./МВт.год |розрахункова ціна блоку | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(1) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків першої | | Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської | | р(Бу) | |ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(2) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків другої | | Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської | | р(Бу) | |ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(3) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків третьої | | Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської | | р(Бу) | |ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(4) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків четвертої| | Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської | | р(Бу) | |ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(1) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків першої | | Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС | | р(ОЕС) | |України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(2) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків другої | | Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС | | р(ОЕС) | |України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(3) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків третьої | | Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС | | р(ОЕС) | |України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(4) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків четвертої| | Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС | | р(ОЕС) | |України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(2) | грн/МВт. |ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи| | Ц | |блоків, які працюють в "острові Бурштинської| | (Бу) | |ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(2) | грн/МВт. |ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи| | Ц | |блоків, які працюють в іншій частині ОЕС | | (ОЕС) | |України, що затверджується НКРЕ за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(3) | грн/МВт. |ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи | | Ц | |блоків, які працюють в "острові Бурштинської| | (Бу) | |ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм(3) | грн/МВт. |ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи | | Ц | |блоків, які працюють в іншій частині ОЕС | | (ОЕС) | |України, що затверджується НКРЕ за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| ххр | грн./год |розрахункова ціна холостого ходу блока | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | хх | грн./год |ціна холостого ходу блока | | Ц | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ЦЗ | грн. |середньозважена ціна продажу електроенергії | | Ц | |в Оптовий ринок Виробника, який працює за | | в | |ціновими заявками, за розрахункову добу | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | э | |середньозважена ціна за відпущену | | Ц | грн./МВт.год |електроенергію станцією Виробника, що працює| | ср | |за ціновими заявками | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | розв | грн./МВт |ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально | | Ц | |допустимого складу обладнання станції, яка | | | |затверджується НКРЕ за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | max | | | | Э | МВт.год |заявлений максимальний обсяг виробітку блока| | бр | |в розрахунковий період | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | в+ | МВт.год |обсяг перевиробництва електроенергії, який | | Э | |пов'язаний із зміною режиму системи | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | в- | МВт.год |обсяг недовиробництва електроенергії, який | | Э | |пов'язаний із зміною режиму системи | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | г | МВт.год |заданий графік виробництва електроенергії | | Э | |блоком | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ГН | МВт.год |виробіток блока в кожному розрахунковому | | Э | |періоді в інтервалі від синхронізації до | | бр | |повного навантаження згідно з графіком | | | |навантаження | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | вн | МВт.год |зовнішній переток електричної енергії | | Э | |(імпорт та експорт) | | ір | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | екс | МВт.год |обсяг купівлі електричної енергії на | | Э | |Оптовому ринку Постачальником з метою її | | оір | |експорту | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | імп | МВт.год |обсяг імпорту електричної енергії в | | Э | |Оптовий ринок оператором зовнішнього | | оір | |перетоку за розрахунковий період | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пс | МВт.год |втрати електроенергії у магістральних та | | Э | |міждержавних електромережах | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії | | Э | |на Оптовому ринку Постачальником з метою | | пр | |продажу її споживачам на території України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рпт | МВт.год |фактичне розрахункове покриття | | Э | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------|

| д | МВт.год |виробіток електричної енергії, який заданий | | Э | |диспетчером | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | тп | |обсяг технологічного перетоку електричної | | Э | МВт.год |енергії оператора зовнішнього перетоку | | оір | |за розрахунковий період | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ф | МВт.год |фактичний виробіток блока | | Э | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фо | МВт.год |фактичний відпуск електричної енергії | | Э | |станції | | ср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фо | МВт.год |фактичний відпуск електроенергії атомними | | Э | |електростанціями | | аеср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фо | грн/МВт.год |сума фактичного відпуску електричної енергії| | Э | |Виробниками, які не працюють за ціновими | | ср-аес | |заявками, крім атомних електростанцій, та | | | |фактичного обсягу імпортованої та | | | |технологічного перетоку електричної енергії | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ФО | МВт.год |фактичний відпуск електричної енергії в | | Э | |Оптовий ринок Виробником за розрахункову | | в | |добу | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | п(I) п(II)| |прогнозований місячний обсяг купівлі | |Э , Э | МВт.год |електроенергії в Оптовому ринку | | пм пм | |постачальником електричної енергії за | | | |регульованим тарифом, віднесений до | | | |відповідного класу споживачів | -----------------------------------------------------------------------------

( Додаток А із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003, N 1485 від 31.12.2003, N 19 від 14.01.2004, N 258 від 19.03.2004, N 699 від 02.07.2004, N 1081 від 08.11.2004, N 372 від 24.05.2005, N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 681 від 17.08.2005, N 743 від 30.08.2005, N 1098 від 02.12.2005, N 1275 від 30.12.2005, N 18 від 16.01.2006, N 136 від 31.01.2006, N 137 від 31.01.2006, N 155 від 06.02.2006, N 554 від 28.04.2006, N 1013 від 28.07.2006, N 1313 від 06.10.2006, N 112 від 27.01.2007, N 959 від 12.07.2007, N 1058 від 27.07.2007, N 1322 від 28.09.2007, N 1493 від 30.10.2007, N 1681 від 05.12.2007, N 1682 від 05.12.2007, N 13 від 12.01.2008 - термін дії змін з 21.08.2008 до 31.12.2008, N 165 від 31.01.2008, N 658 від 30.05.2008, N 671 від 04.06.2009, N 724 від 19.06.2009 )

Додаток Б
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Визначення та відображення в диспетчерському журналі
погодинних величин навантаження та виробництва
електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну
годину доби на основі планового та диспетчерського
погодинних графіків їх навантаження

1. Складові команд диспетчера

Відповідно до цих Правил, диспетчерської інструкції ОД-4 ведення режиму роботи ТЕС в ОЕС України здійснюється поблочно.

Команди диспетчера включають наступні параметри:

а) дата та час (година : хвилина) подачі команди t ;
ком

б) найменування ТЕС та номер блоку;
в) час (година : хвилина), з якого починається виконання
поч
команди диспетчера t ;
ком
г) час (година : хвилина), на який повинна бути виконана
кінц
команда диспетчера t ;
ком
д) величина потужності, на яку повинен бути завантажений
д
енергоблок на час виконання команди Р ;
ком
д
е) ознака наданої команди П (на вимогу системи - 0, за
ком
заявкою генеруючої компанії - 1).
Вважається, що зміна навантаження енергоблоку в інтервалі між
поч кінц
t та t здійснюється по лінійному закону. Після набору
ком ком
д
навантаження енергоблоку до величини Р її значення залишається
ком
постійним до початку виконання наступної команди.
Якщо наступною командою диспетчера є команда нести
навантаження відповідно до "планового графіку", то програмне
забезпечення повинно кожну годину формувати вищевказану команду з
поч кінц
t та t рівними значенню поточному цілому часу, а
ком(к) ком(к-1)
д
Р рівним величині планового навантаження за цей час.
ком

2. Алгоритм визначення величини навантаження енергоблоку на початок та кінець часу виконання команди диспетчера

1) Цикл по командах диспетчера к=1, К (де К-кількість команд
диспетчера, наданих за розрахункову добу)
2) Перевірка факту закінчення попередньої команди диспетчера
поч кінц
до часу початку виконання К-ї команди t >= t
ком(k) ком(к-1)
3) Якщо нерівність виконана, то знаходимо величину
навантаження енергоблоку на початок К-ї та кінець попередньої
команди диспетчера

поч д
Р = Р
ком(к) ком(к-1)

кінц д
Р = Р
ком(к-1) ком(к-1)

Перехід до пункту 1

4) Інакше, знаходимо величину навантаження енергоблоку на початок К-ї та кінець попередньої команди диспетчера і корегуємо час завершення виконання попередньої команди диспетчера

д поч поч поч
(Р - Р ) х (t - t )
поч поч ком(к-1) ком(к-1) ком(к) ком(к-1)
Р = Р + ----------------------------------------------
ком(к) ком(к-1) кінц поч
t - t
ком(к-1) ком(к-1)

кінц поч
t = t
ком(к-1) ком(к)

кінц поч
Р = Р
ком(к-1) ком(к)

Перехід до пункту 1
5) Після завершення циклу по командах диспетчера, кінець
розрахунків

3. Алгоритм визначення погодинної величини навантаження енергоблоку відповідно до наданих команд диспетчера

1) Цикл по годинах доби і=1,24

2) Цикл по командах диспетчера к=1, К

3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї команди диспетчера

кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)

4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби

д кінц
Р = Р
бр(і) ком(к-1)

Перехід до пункту 1

5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у години доби

поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)

6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби

кінц поч поч
(Р - Р ) х (60 х і - t )
д поч ком(к) ком(к) ком(к)
Р = Р + ----------------------------------------
бр(і) ком(к) кінц поч
t - t
ком(к) ком(к)

Перехід до пункту 1

7) Після завершення циклу по годинах доби та командах диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в розрахунковій добі

кінц
t <= 60 х 24
ком(к)

8) Якщо нерівність виконується, то

д кінц
Р = Р
бр(24) ком(К)

9) Кінець розрахунків

Величини, розраховані на основі команд диспетчера на кожну цілу годину, відображаються в погодинному диспетчерському графіку для візуального контролю виконання енергоблоками наданих команд.

4. Алгоритм визначення обсягів виробництва електроенергії кожним енергоблоком за кожну годину доби відповідно до заданого диспетчерського графіку

1) Цикл по годинах доби і=1,24
д д
2) Присвоєння Э = 0 (де Э - обсяг заданого виробництва
бр(і) бр(і)
електроенергії енергоблоку на і-ту годину відповідно до
диспетчерського графіку)
3) Цикл по командах диспетчера к=1, К
4) Перевірка попадання (і-1)-ї години доби між часом початку
та кінця виконання попередньої команди диспетчера

поч кінц
t < 60 х (і-1) і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к-1)

5) Якщо нерівність виконується, то

д д д кінц
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) бр(і-1) ком(к-1)

кінц
(t - 60 х (і-1)) / 60
ком(к-1)

6) Перевірка наявності факту початку та завершення виконання
(К-1)-ї команди диспетчера в і-й годині доби

поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і
ком(к-1)

і

кінц
60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1)

7) Якщо нерівність виконується, то

д д поч д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) ком(к-1) ком(к-1)

кінц поч
х (t - t ) / 60
ком(к-1) ком(к-1)

8) Перевірка попадання і-ї години доби між часом початку та
кінця виконання (К-1)-ї команди диспетчера

поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і
ком(к-1)

і
кінц
t > 60 х і
ком(к-1)

9) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину

д д поч д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) ком(к-1) бр(і)

поч
(60 х і - t ) / 60
ком(к-1)

10) Перевірка закінчення попередньої команди до початку
розрахункового часу та початку К-ї команди в і-й годині доби

кінц поч
t > 60 х (і-1) і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к)

11) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину

д д д поч
Э = Э + Р х (t - 60 х (і-1)) / 60
бр(і) бр(і) бр(і-1) ком(к)

12) Перевірка закінчення виконання попередньої команди та
початку виконання К-ї команди в і-й годині доби

кінц поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к)

13) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину

д д кінц поч кінц
Э = Э + Р х (t - t ) / 60
бр(і) бр(и) ком(к-1) ком(к) ком(к-1)

14) Перевірка наявності факту кінця виконання попередньої
команди диспетчера в і-й годині та початку виконання К-ї команди
після завершення і-ї години

кінц поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і і t > 60 х і
ком(к-1) ком(к)

15) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину

д д кінц кінц
Э = Э + Р х (60 х і - t )
бр(і) бр(і) ком(к-1) ком(к-1)

16) Перевірка початку виконання попередньої команди
диспетчера до початку і-ї години та закінчення її виконання після
завершення і-ї години або закінчення попередньої команди до
початку і-ї години та початку К-ї команди після завершення і-ї
години

поч кінц
t < 60 х (і-1) і t > 60 х і
ком(к-1) ком(к-1)

17) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину

д д д д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р )
бр(і) бр(і) бр(і) бр(і-1)

18) Перехід до пункту 3
19) Перехід до пункту 1
20) Перевірка факту закінчення часу виконання К-ї команди
диспетчера до початку 24 години

поч кінц
t < 60 х 23 і t <= 60 х 23
ком(К) ком(к)

21) Якщо нерівність виконується, то

д кінц
Э = Р
бр(24) ком(к)

Перехід до пункту 30
22) Перевірка факту попадання 23 години між початком та
кінцем виконання К-ї команди диспетчера

поч кінц
t <= 60 х 23 і 60 х 23 < t <= 60 х 24
ком(к) ком(к)

23) Якщо нерівність виконується, то

д д кінц кінц кінц
Э = (0,5 х (Р + Р ) х (t - 60 х 23) + Р х
бр(24) бр(23) ком(к) ком(к) ком(к)

кінц
х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к)

Перехід до пункту 30
24) Перевірка факту початку та закінчення виконання К-ї
команди диспетчера протягом 24 години

поч кінц
60 х 23 < t < 60 х 24 і 60 х 23 < t <= 60 х 24
ком(к) ком(к)

25) Якщо нерівність виконується, то

д кінц поч поч кінц
Э = (Р х (t - 60 х 23) + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(24) ком(к-1) ком(к) ком(к) ком(к)

кінц поч кінц кінц

х (t - t ) + Р х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к) ком(к) ком(к) ком(к)

Перехід до пункту 30
26) Перевірка факту початку виконання К-ї команди диспетчера
в 24 годині, а її кінця виконання в наступний розрахунковий день

поч кінц
60 х 23 <= t <= 60 х 24 і t > 60 х 24
ком(к) ком(к)

27) Якщо нерівність виконується, то

д кінц поч
Э = (Р х (t - 60 х 23) + 0,5 х
бр(24) ком(к-1) ком(к)

поч д поч
х (Р + Р ) х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к) бр(24) ком(к)

Перехід до пункту 30
28) Перевірка факту початку виконання К-ї команди диспетчера
до 23 години та кінця її виконання в наступний розрахунковий день

поч кінц
t <= 60 х 23 і t > 60 х 24
ком(к) ком(к)

29) Якщо нерівність виконується, то

д д д
Э = 0,5 х (Р + Р )
бр(24) бр(23) бр(24)

30) Після завершення циклу по годинах доби, кінець
розрахунків

5. Алгоритм визначення погодинної величини ознаки наданої команди диспетчера

1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем
виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї
команди диспетчера

кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)

4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки
наданої команди диспетчера на і-у годину доби

в д
Н = П
бр(і) ком(к-1)

Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у
години доби

поч кінц

t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)

6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки
наданої команди диспетчера на і-у годину доби

в д
Н = П
бр(і) ком(к)

Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах
диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в
розрахунковій добі

кінц
t <= 60 х 24
ком(к)

8) Якщо нерівність виконується, то

кінц д
Н = П
ком(к) ком(к)

9) Кінець розрахунків

6. Вихідна форма з програми "Диспетчерський журнал", що надається щоденно Розпоряднику системи розрахунків

Дані про зміни проти запланованих максимальної
(мінімальної) потужності, графіку заданого
навантаження та виробництва електроенергії блокам
ТЕС генеруючих компаній за ДД.ММ.РРРР
(Витяг з протоколу ведення диспетчерського журналу)

-----------------------------------------------------------
| Найменування | Години доби |
|(генеруюча компанія, |-------------------------------|
|електростанція, номер | 1 | 2 | ... | 25 |
| та код блоку) | | | | |
-----------------------------------------------------------
Назва генеруючої компанії
---------------------------
Назва електростанції

Б-(номер) Код блоку

max
Р
бр

min
Р
бр

д
Р
бр

д
Э
бр

в
Н
бр
----------------------------------------------------------
... .

Відповідальна особа ____________________ ____________________
(підпис) П.І.П.

max
де Р - остання заявлена генеруючою компанією максимальна
бр
робоча потужність на і-ту годину доби;
min
Р - остання заявлена генеруючою компанією мінімальна
бр
робоча потужність на і-ту годину доби;
д
Р - задане диспетчером навантаження енергоблоку на і-ту
бр
годину доби (розраховується відповідно до розділу 3 цього
додатку);
д
Э - задане диспетчером виробництво електроенергії
бр
енергоблоку на і-ту годину доби (розраховується відповідно до
розділу 4 цього додатку);
в
Н - ознака наданої команди диспетчера на і-ту
бр
годину доби (розраховується відповідно до розділу 5 цього
додатку).

Додаток В
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
упе
електричної енергії (Ц , грн./т.у.п.) розраховується за
б
формулою:
нп e
Ц r
упе бк бк
Ц = S ( ------ х ----- ) ,
б к Q 100
К
бк

де:
к - вид натурального палива (вугілля, газ, мазут),
підрядковий індекс;
нп
Ц - ціна натурального палива з урахуванням витрат на
бк
транспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис.куб.м;
Q
К - калорійний еквівалент переведення натурального палива в
бк
умовне;
е
r - відсоток використання умовного палива на виробництво
бк
електроенергії, %;
S - знак суми.

1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку
упп
(Ц , грн./т.у.п) розраховується за формулою:
б
нп п
Ц r
упп бк бк
Ц = S ( ------ х ----- ),
б к Q 100
К
бк

де:
п
r - відсоток використання умовного палива на пуск
бк
блоку, %";
S - знак суми.

( Розділ 1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )

2. Розрахунок вартості пуску блоку

2.1. Для моноблоків розраховуються чотири вартості пусків
блоку із відповідних теплових станів блоку - гарячого, двох

п
напівпрохолодних та холодного (Ц , грн.) за формулою:
б
п упп п
Ц = Ц х В ,
б б б

п
де В - витрати умовного палива на пуск моноблоку
б

з відповідного теплового стану, т.у.п.

2.2. Для двокорпусних блоків розраховуються:

а) чотири вартості пусків першого корпусу котла

п1
з турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Ц , грн.)
б
за формулою:

п1 упп п1
Ц = Ц х В ,
б б б

п1
де В - витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла
б

з турбоагрегатом з відповідного теплового стану, т.у.п.;

б) вартість пуску (підключення) другого корпусу котла

п2
з турбоагрегатом (Ц , грн.) за формулою:
б

п2 упп п2
Ц = Ц х В
б б б

п2
де В - витрати умовного палива на пуск (підключення) другого
б
корпусу котла з турбоагрегатом, т.у.п.

п
2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (В ), витрати
б
умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом
п1
(В ) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого
б
п2
корпусу котла з турбоагрегатом (В ) визначаються Виробниками
б
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) ( Р ,
бх

МВт) за умови, що в усіх розрахункових періодах доби

pmin pmin
Р < = Р , де Р - мінімальна заявлена робоча потужність
б1 бр бр

блока.

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

п
В = Р х b ,
бх бх бх

п
де b - прогнозовані питомі витрати умовного палива
бх

на відпущену електроенергію, г/кВт.год.

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

n вн сум
b = b + дельта b ,
бх бх бх

де:
вн
b - вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на
бх
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;
сум
дельта b - сумарна поправка до вихідних нормативних
бх
питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію,
г/кВт.год.

( Пункт 3.3 додатку В в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )

3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат

сум
умовного палива на відпущену електроенергію (дельта b )
бх
визначається за формулою:

сум
дельта b = S Дb ,
бх j бхj

де S - знак суми

де дельта b - j-та поправка до вихідних нормативних
бхj

питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію
щодо прогнозованих на наступну розрахункову добу умов роботи блока
(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 (дельта В , кг/МВт.год) розраховуються за формулою:
бх

а) для першої опорної точки потужності (Р ):
б1
хх
В - В
б1 б
дельта В = -----------
б1 Р
б1
хх
де В - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку
б

на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.1.2 цього
порядку, грн/год;
б) для інших опорних точок потужностей блоку ( Р ):
бх
В - В
бх бх-1
дельта В = --------------.
бх Р - Р
бх бх-1

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

а) для першої опорної точки потужності (Р ):
б1
хх1
В - В
б1 б
дельта В = -----------;
б1 Р
б1

б) для другої опорної точки потужності (P ):
б2
В - В
б2 б1
ДВ = ---------- ;
б2 Р - Р
б2 б1

( Підпункт "б" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )

в) для третьої опорної точки потужності (P ):
б3
хх2
В - В
б3 б
дельта В = ----------- ;
б3 Р
б3

г) для четвертої опорної точки потужності (Р ):
б4
В - В
б4 б3
ДВ = ------------ ;
б4 Р - Р
б4 б3

хх1 хх2
де В та В - витрати умовного палива за годину роботи
б б

двокорпусного блоку в однокорпусному та двокорпусному режимі
на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.2.2 цього
порядку, грн/год.

( Підпункт "г" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )

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 з (корпусу) (Ц , грн./МВт.год) за формулою: бх з упе Ц = Ц х ДВ /1000. бх б бх

4. Розрахунок ціни холостого ходу блоку

4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоків

хх

4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Ц , грн./год) б розраховується за формулою: хх упе хх Ц = Ц х В /100. б б б

4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку хх на холостому ході (В ) визначаються за такими правилами: б а) якщо в розрахункові періоди, що знаходяться в інтервалі End < = р < = Start, виконуються умови pmax pmin (P - Р бр бр нmin min ---------------- > = 0,5 та Р > P > 0, pmax б б P бр min min (В - В хх min б(+дельта) б min хх то В = В - ------------------ х Р х К , б б дельта Р б б де: нmin Р - технічний мінімум навантаження моноблоку, МВт; б рmax Р - максимальна заявлена робоча потужність блока, МВт; бр min Р - мінімальна робоча потужність, яка в усіх випадках б більше нуля та визначаєтьсяяк мінімальна із мінімальних заявлених робочих потужностей блоку рmin (Р ) в розрахункових періодах, що знаходяться в інтервалі End б < = p < = Start, за формулою: min pmin P = min (P ); б бр min P - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта) мінімальної робочої потужності моноблока визначається за формулою: min min P = P + дельта P ; б(+дельта) б б дельта P - приріст потужності, МВт; б min B - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку б min на мінімальній робочій потужності (P ), кг/год; б min B - витрата умовного палива за годину роботи б(+ дельта) моноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної min робочої потужності (P ), кг/год; б(+дельта) хх хх К - коригуючий коефіцієнт холостого ходу, К = 0,9;

( Підпункт "а" пункту 4.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )

б) в інших випадках: нmin нmin (В - В ) хх нmin б(+дельта) б нmin хх В = В - ---------------------- х Р х К , б б дельта Р б б де: нmin Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта) мінімуму моноблоку, визначається за формулою: нmin нmin Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б нmin B - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку б нmin на технічному мінімумі навантаження (Р ), кг/год; б нmin В - витрати умовного палива за годину роботи б(+дельта) моноблоку на опорній точці потужності, наступній після технічного нmin мінімуму навантаження (Р ), кг/год. б(+дельта)

4.2. Розрахунок ціни холостого ходу для двокорпусних блоків

4.2.1. Ціна холостого ходу для двокорпусних блоків
розраховується за формулою:
а) для однокорпусного режиму роботи блоку:

хх1 упе хх1
Ц = Ц х В /1000,
б б б

хх1
де В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б
на холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год;

б) для двокорпусного режиму роботи блоку:

хх2 упе хх2
Ц = Ц х В /1000,
б б б

хх2
де В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б
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:
а) для однокорпусного режиму роботи блоку:

нmin1 нmin1
( В - В )
хх1 нmin1 б(+дельта) б нmin1 хх
В = В - ------------------------- х Р х К ,
б б дельта Р б
б

де:

нmin1
Р - технічний мінімум навантаження першого корпусу, МВт;
б

нmin
Р - опорна точка потужності, наступна після
б(+дельта)

технічного мінімуму навантаження першого корпусу, визначається
за формулою:

нmin нmin
Р = Р + дельта Р ;
б(+дельта) б б

нmin
В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б
нmin1
на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Р ),
б
кг/год;

нmin
В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б(+дельта)

на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму

нmin1
навантаження першого корпусу (Р ), кг/год;
б(+дельта)

б) для двокорпусного режиму роботи блоку:

нmin2 нmin2
(В - В
хх2 нmin2 б(+дельта) б нmin2 хх
В = В - ----------------------- х Р х К ,
б б дельта Р б
б

де:

нmin2
Р - технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку,
б

МВт;
нmin2
Р - опорна точка потужності, наступна після
б(+дельта)
технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку, визначається
за формулою:

нmin2 нmin
Р = Р + дельта Р ;
б(+дельта) б б

нmin2
В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б
нmin2
на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Р ),
б
кг/год;

нmin2
В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б(+дельта)

на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму

нmin2
навантаження двокорпусного блоку (Р ), кг/год.
б(+дельта)

4.3. Визначення приросту потужності

4.3.1. Приріст потужності (дельта Р ) визначається за такими
б
правилами:
У
дельта Р = 5 МВт - для моноблоків Р < = 210 МВт
б б
У
та однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210 < Р < = 325 МВт;
б

дельта P = 5 МВт - для двокорпусного та однокорпусного
б
режиму роботи двокорпусного блоку 100 МВт;
дельта Р = 10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму
б

У
блоків 210 < Р < = 325 МВт;
б

дельта Р = 15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусного
б

У
блоку 325 < Р < = 800 МВт;
б

дельта Р = 20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму
б
У
двокорпусних блоків 325 < Р < = 800 МВт,
б
У
де P - встановлена потужність блоку, МВт.
б

( Пункт 4.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )

4.4. Встановлення технічного мінімуму навантаження блоку (корпусу)

нmin
4.4.1. Технічний мінімум навантаження моноблоку (Р ),
б
нmin

двокорпусного блоку ( Р ) та першого корпусу двокорпусного
б
нmin1
блоку (Р ) та встановлюється згідно з узгодженим рішенням
б

технічних керівників виробника на підставі даних
заводів-виробників устаткування, умов і режимів роботи, зазначених
в інструкції з експлуатації, та доведений до відома
диспетчерського центру.

( Правила доповнено Додатком В згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

Додаток Г
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Мінімально допустимий склад
обладнання електростанцій, що входять до складу
виробників, які працюють за ціновими заявками

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Назва виробника | Варіанти | Мінімально допустима кількість блоків з мінімальним навантаженням, що мають знаходитись в роботі для |
|з/п| та станції, яка | включення | забезпечення надійної роботи станції, в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря |
| | входить до його | обладнання |------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| | складу | |t.>=10 град С |10 град С > |5 град С > |0 град С > |-5град С > t.>=|-10град С > t>= | t < -15 град С |
| | | | |t.>=5 град С |t >=0 град С |t.>= -5град С| -10град С | -15град С | |
| | |----------------+--------------+--------------+-------------+-------------+---------------+----------------+-----------------|
| | | N |N блоків|кіль- |мініма-|кіль- |мініма-|кіль-|мініма-|кіль-|мініма-|кіль-|мінімаль-|кіль- |мінімаль-|кількіс|мінімаль-|
| | |варіант| |кість |лььне |кість | льне |кість| льне |кість| льне |кість| не |кість | не | ть | не |
| | | у | |блоків|наван- |блоків|наван- |бло- |наван- |бло- |наван- |бло- |наванта- |блоків|наванта- |блоків |наванта- |
| | | | | |таження| |таження|ків |таження|ків |таження|ків | ження | | ження | | ження |
| | | | | |блоку, | |блоку, | |блоку, | |блоку, | | блоку, | | блоку, | | блоку, |
| | | | | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 2 |Слов'янська ТЕС |варіант| 7 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 3 |Старобешівська |варіант| 4-13 | 3 | 140 | 3 | 140 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 160 |
| | ТЕС | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|4 |Запорізька ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 230 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|5 | | | 5-7 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|6 | |варіант| 1-4 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 280 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|7 | | | 5-7 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 540 | 1 | 600 | 1 | 650 | 1 | 720 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|8 |Криворізька ТЕС |варіант| 1-10 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 235 | 3 | 225 | 3 | 230 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|9 |Придніпровська |варіант| 7-10 | 1 | 105 | 2 | 105 | 2 | 110 | 2 | 120 | 3 | 105 | 3 | 130 | 3 | 135 |
| |ТЕС | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|10 | | | 11-14 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 275 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|11 | |варіант| 7-10 | 2 | 105 | 2 | 105 | 2 | 110 | 2 | 120 | 3 | 105 | 3 | 130 | 3 | 135 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|12 | | | 11-14 | - | - | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 275 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|13 |Бурштинська ТЕС |варіант| 1-12 | 2 | 130 | 2 | 160 | 3 | 130 | 3 | 130 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 170 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|14 |Добротвірська ТЕС|варіант| 4-6 | 2 | 80+50 | 2 | 80+70 | 1 | 70 | 1 | 80 | 2 | 80+50 | 2 | 80+70 | 2 | 80+80 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|15 | | | 7,8 | - | - | - | - | 1 | 110 | 1 | 110 | 1 | 110 | 1 | 120 | 1 | 130 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|16 | |варіант| 4-6 | 1 | 50 | 1 | 50 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|17 | | | 7,8 | 1 | 105 | 1 | 105 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|18 |Ладижинська ТЕС |варіант| 1-6 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 225 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|19 |Вуглегірська ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 230 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|20 | | | 5-7 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|21 | |варіант| 1-4 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 280 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|22 | | | 5-7 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 540 | 1 | 600 | 1 | 650 | 1 | 720 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|

|23 |Зміївська ТЕС |варіант| 1-6 | 1 | 140 | 1 | 140 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 2 | 150 | 2 | 160 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|24 | | | 7-10 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 230 | 1 | 250 | 1 | 270 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|25 |Трипільська ТЕС |варіант| 1-4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|26 | | | 5,6 | 2 | 190 | 2 | 245 | 2 | 275 | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|27 | |варіант| 1-4 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 245 | 1 | 275 | 2 | 240 | 2 | 250 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|28 | | | 5,6 | 1 | 140 | 1 | 150 | 1 | 150 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 220 | 1 | 240 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|29 | |варіант| 1-4 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 235 | 2 | 250 | 3 | 225 | 3 | 245 |
| | | 3 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|30 | | | 5,6 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|31 |Зуївська ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 225 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|32 |Курахівська ТЕС |варіант| 3-9 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 140 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 165 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|33 |Луганська ТЕС |варіант| 9-11, | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 165 |
| | | 1 | 13-15 | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|34 |Харківська ТЕЦ-5 |варіант| 1,2 | 2 | 50 | 2 | 70 | 1 | 50 | 1 | 70 | 1 | 90 | 1 | 90 | 1 | 100 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|35 | | | 3 | - | - | - | - | 1 | 140 | 1 | 150 | 1 | 170 | 1 | 210 | 1 | 230 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|36 |Миронівська ТЕС |варіант| 5 | 0,5 | 42 | 0,5 | 42 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 |
| | |1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|37 |Київська ТЕЦ-5 |варіант| 1,2 | 1 | 65 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
|---| | 1 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|38 | | | 3 | 1 | 165 | 1 | 180 | 1 | 180 | 1 | 220 | 2 | 230 | 2 | 230 | 2 | 250 |
|---| | |--------+------+-------+------+-------| | | | | | | | | | |
|39 | | | 4 | - | - | - | - | | | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|40 | |варіант| 1,2 | 2 | 65 | 2 | 65 | 1 | 65 | 1 | 90 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
|---| | 2 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|41 | | | 3 | - | - | 1 | 165 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 230 | 2 | 230 | 2 | 250 |
|---| | |--------| | | |-------| |-------| | | | | | | | |
|42 | | | 4 | | | | 150 | | 150 | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|43 | |варіант| 1,2 | - | - | - | - | 1 | 65 | 1 | 90 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
|---| | 3 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|44 | | | 3 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 230 | 2 | 230 | 2 | 250 |
|---| | |--------| |-------| |-------| |-------| | | | | | | | |
|45 | | | 4 | | 150 | | 150 | | 150 | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|46 |Київська ТЕЦ-5 |варіант|1,2 |2 |65 |2 |65 |2 |100 |2 |100 |1 |100 |2 |100 |2 |100 |
|---| | 4(1) |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|47 | | | 3 |1 |165 |1 |165 |1 |180 |1 |220 |2 |230 |2 |230 |2 |250 |
|---| | |--------| |-------| |-------| | | | | | | | | | |
|48 | | | 4 | |150 | |150 | | | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|49 | |варіант|1,2 |2 |65 |2 |65 |1 |65 |1 |90 |1 |100 |2 |100 |2 |100 |
|---| | 5(1) |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|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| 1,2 | 1 | 150 | 2 | 150 | 2 | 160 | 2 | 170 | 2 | 180 | 2 | 210 | 2 | 230 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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

( Правила доповнено Додатком Г згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006, N 240 від 23.02.2006, N 532 від 21.04.2006, N 1605 від 06.12.2006, N 107 від 26.01.2007, N 568 від 04.05.2007, N 1492 від 30.10.2007, N 399 від 03.04.2009, N 499 від 29.04.2009 - діє по 28.05.2009 )

Додаток Д
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 5.7.9 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 (ОТ_б ), крім блоків, що забезпечують мінімально допустимий склад обладнання згідно з додатком Г 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 скасовуєтьсяпісля досягнення та збереження фактичних запасів вугілля на станції не менше незнижуваних протягом трьох діб поспіль. ( Підпункт 2.2 пункту 2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 933 від 27.06.2007, N 971 від 18.07.2007 )

3. Особливості вибору складу працюючих енергоблоків 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 ( Підпункт 3.1 пункту 3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 971 від 18.07.2007 )

3.2. Вибір складу обладнання в роботу та резерв здійснюється Розпорядником системи розрахунків відповідно до пунктів 5.7.1-5.7.8 Правил з урахуванням пункту 3.4 Порядку.

3.3. Енергоблокам, 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 блока 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 енергоблоку 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. ( Підпункт 3.4 пункту 3 в редакції Постанови НКРЕ N 971 від 18.07.2007 )

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

------------------------------------------------------------------
| Виробник / | Запаси палива, тис.т |
| електростанція | |
|---------------------+------------------------------------------|
| | жовтень | листопад |грудень-березень|
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Донбасенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Старобешівська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Слов'янська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Дніпроенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Запорізька ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Криворізька ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Придніпровська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "ДЕК "Центренерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Вуглегірська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Зміївська ТЕС | 120 | 90 | 70 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Трипільська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Західенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Бурштинська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Добротвірська ТЕС | 40 | 30 | 20 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Ладижинська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
|ТОВ "Східенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Зуївська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Курахівська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
|---------------------+------------+------------+----------------|
|Луганська ТЕС | 120 | 90 | 60 |
------------------------------------------------------------------

( Пункт 4 в редакції Постанов Національної комісії регулювання електроенергетики N 933 від 27.06.2007, N 1294 від 21.09.2007 )

( Правила доповнено Додатком Д згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1600 від 01.12.2006 )

Додаток Е
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Порядок
визначення показників, які використовуються
для розрахунку цін за маневреність, робочу потужність
та розвантаження енергоблоків 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, розрахованого Розпорядником системи розрахунків (при проведенні розрахунків протягом розрахункового місяця) із урахуванням необхідної величини розвантаження теплових електростанцій нижче мінімально допустимого складу обладнання, Розпорядник системи розрахунків визначає наступні величини:

1) обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, що
працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Е , МВт.год), та
м(Бу)
блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України
(Е , МВт.год);
м(ОЕС)
2) прогнозовану величину розвантаження генеруючого обладнання
виробників, які працюють за ціновими заявками, нижче мінімально
розв
допустимого складу обладнання (Е , МВт.год).
м

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 (Д^ЦЗм, грн), з урахуванням необхідності забезпечення оптової ринкової ціни на рівні прогнозованої.

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

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

пал упв
Д = Д + Д +
м(Бу) м(Бу) м(Бу)

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

пал упв
Д = Д + Д +
м(ОЕС) м(ОЕС) м(ОЕС)

пал пал
де Д та Д - прогнозовані витрати на паливо блоків,
м(Бу) м(ОЕС)
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які
працюють в іншій частині ОЕС України, у розрахунковому
місяці, грн;
упв упв
Д та Д - прогнозовані умовно-постійні витрати
м(Бу) м(ОЕС)
блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які
працюють в іншій частині ОЕС України, у розрахунковому місяці,
які визначаються за формулами:

упв зупв зупв фупв
Д = Д - (Д - Д ) ;
м(Бу) м(Бу) м-2(Бу) м-2(Бу)

упв зупв зупв фупв
Д = Д - (Д - Д ) ;
м(ОЕС) м(ОЕС) м-2(ОЕС) м-2(ОЕС)

зупв зупв
де Д , Д - заявлені умовно-постійні витрати блоків,
м(Бу) м(ОЕС)
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які
працюють в іншій частині ОЕС України, у розрахунковому
місяці, грн;
зупв фупв
Д , Д - заявлені умовно-постійні витрати
м-2(Бу) м-2(ОЕС)
блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які
працюють в іншій частині ОЕС України, за місяць, що передував
попередньому розрахунковому місяцю, грн;
фупв фупв
Д , Д - фактичні умовно-постійні витрати
м-2(Бу) м-2(ОЕС)
блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які
працюють в іншій частині ОЕС України, за місяць, що передував
попередньому розрахунковому місяцю, грн.

Прогнозовані витрати на паливо, заявлені та фактичні умовно-постійні витрати надаються виробниками, які працюють за ціновими заявками, Розпоряднику системи розрахунків щомісячно за п'ять робочих днів до початку розрахункового місяця або на запит Розпорядника системи розрахунків протягом двох робочих днів. Заявлені та фактичні умовно-постійні витрати повинні відповідати інформації, яка щомісячно надається в НКРЕ за формою звітності "6-НКРЕ - енерговиробництво".

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

Д
м(ОЕС) ее
Ц = (-------- - Т х 10) х 0,5
розв Е аес
м(ОЕС)

ее
де Т - установлений НКРЕ тариф на електричну енергію
аес
атомним електростанціям, коп. за 1 кВт·год.

( Пункт 4 в редакції Постанов НКРЕ N 498 від 29.04.2009 - діє по 30.06.2009, N 765 від 30.06.2009 - діє з 01.07.2009 по 31.08.2009; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 993 від 28.08.2009 - діє з 01.09.2009 по 31.10.2009 )

5. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові Бурштинскої ТЕС" (Д^зпм(Бу), грн), та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України (Д^зпм(ОЕС), грн), у залишковому періоді розрахункового місяця 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":

зп ф пр
Д = Д - Д - Д ;
м(Бу) м(Бу) м(Бу) м(Бу)

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

зп ф пр
Д = Д - Д - Д ,
м(ОЕС) м(ОЕС) м(ОЕС) м(ОЕС)

ф ф
де Д та Д - фактичні платежі, нараховані блокам,
м(Бу) м(ОЕС)
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які
працюють в іншій частині ОЕС України, з початку розрахункового
місяця, грн.

пр пр
Д та Д - платежі блокам, які працюють в "острові
м(Бу) м(ОЕС)
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.

6. На підставі щоденної інформації щодо рівня цінових заявок
Виробників та даних прогнозного балансу електроенергії,
розрахованого Розпорядником системи розрахунків, здійснюється
прогнозування середньозважених цін електричної енергії для блоків,
ее
що працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Ц , грн./МВт.год), та
Бу
для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України
ее
(Ц , грн./МВт.год), на період дії показників, які
ОЕС
використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та
маневреність.

7. Розпорядник системи розрахунків визначає прогнозовані
обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, які
зп
працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Е , МВт.год), та
м(Бу)
блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України
зп
(Е , МВт.год), у залишковому періоді розрахункового місяця
м(ОЕС)
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":

зп ф пр
Е = Е - Е - Е ;
м(Бу) м(Бу) м(Бу) м(Бу)

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

зп ф пр
Е = Е - Е - Е ,
м(ОЕС) м(ОЕС) м(ОЕС) м(ОЕС)

ф ф
де Е та Е - фактичні обсяги відпуску
м(Бу) м(ОЕС)
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;
пр пр
Е та Е - обсяги відпуску електроенергії в Оптовий
м(Бу) м(ОЕС)
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.

8. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів, що
можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові
мн+рп
Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блокам, які працюють в іншій
м(Бу)
мн+зп
частині ОЕС України (Д , грн), за робочу потужність першої
м(ОЕС)
і другої групи блоків та маневреність, за такими формулами:

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

мн+рп зп ее
Д = Д - Д - ДЕЛЬТА Д ;
м(Бу) м(Бу) м(Бу) м(Бу)

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

мн+рп зп ее розв
Д = Д - Д - Д - ДЕЛЬТА Д ,
м(ОЕС) м(ОЕС) м(ОЕС) м м(ОЕС)

де ДЕЛЬТА Д та ДЕЛЬТА Д - прогнозовані обсяги
м(Бу) м(ОЕС)
коштів, які можуть бути нараховані виробникам за робочу потужність
третьої та четвертої групи 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 дії показників,
які використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та
маневреність, грн;
ее ее
Д , Д - прогнозовані платежі за електричну
м(Бу) м(ОЕС)
енергію блокам, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та
блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, на період
дії показників, які використовуються для розрахунку цін за
робочу потужність та маневреність, що визначаються за такою
формулою:

ее зп ее
Д = Е х Ц ;
м(ОЕС) м(ОЕС) ОЕС)

ее зп ее
Д = Е х Ц ;
м(Бу) м(Бу) Бу

розв
Д - прогнозований платіж виробникам, які будуть
м
працювати складом обладнання нижче мінімально допустимого у
період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за
робочу потужність та маневреність, який визначається за такою
формулою:

розв розв розв
Д = Ц х Е .
м м

9. Обсяги коштів, які можуть бути нараховані за робочу
потужність першої і другої групи блоків та маневреність блокам, що
рп мн
працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д , Д , грн), та
м(Бу) м(Бу)
блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України
рп мн
(Д , Д , грн), розподіляється Розпорядником системи
м(ОЕС) м(ОЕС)
розрахунків за такими правилами:

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

рп мн+рп
Д = Д х ламбда;
м(Бу) м(Бу)

мн мн+рп
Д = Д х (1-ламбда);
м(Бу) м(Бу)

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

рп мн+рп
Д = Д х ламбда;
м(ОЕС) м(ОЕС)

мн мн+рп
Д = Д х (1-ламбда),
м(ОЕС) м(ОЕС)

де ламбда - частка коштів, що можуть бути нараховані за
робочу потужність виробникам, які працюють за ціновими заявками,
яка затверджується Радою Оптового ринку та погоджується НКРЕ.

10. Розпорядник системи розрахунків за допомогою програмного
забезпечення здійснює підбір показників, які використовуються для
розрахунку цін за робочу потужність блоків першої та другої групи
пз пз мн мн мн
(К та К ) та маневреність, (К , К , К
(Бу) (ОЕС) мах(Бу) мін(Бу) мах(ОЕС)
мн
та К ) для робочих та вихідних днів, використовуючи
мін(ОЕС)
наступну вхідну інформацію:
1) середнє погодинне покриття характерних днів розрахункового
місяця;
2) середня погодинна робоча потужність блоків першої та
другої групи в характерні дні розрахункового місяця;
3) середній погодинний діапазон регулювання генеруючого
обладнання, що планується в роботу та оперативний резерв.

( Правила доповнено Додатком Е згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1322 від 28.09.2007 )

Парус Iнтернет-Консультант

Редакции