Балансирующий рынок

2 Основа балансирующего рынка (новой модели сектора отклонений)– конкурентный отбор заявок поставщиков э/э и потребителей с регулируемой нагрузкой в режиме близком к реальному времени, исходя из минимизации стоимости удовлетворения возникшего спроса на э/э для актуальных системных условий ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА (БР): Экономически эффективная загрузка генерирующих мощностей, основанная на минимизации стоимости поставки электроэнергии Формирование объективных ценовых сигналов на балансирующем рынке Основные принципы БР

3 Участие ценовых заявок в БР Балансирующий рынок Ценовая заявка РСВ БР Ценовая заявка потребителей с рег. нагрузкой РСВБР Х

4 Изменения в расчете отклонений в БР Новая модель сектора отклоненийБалансирующий рынок ГТП генерации отклонения рассчитываются от ТГ ГТП потребления – от ППП, заявленного на сайт СО в сутки Х-2 ГТП экпортно-импортных операций – от согласованной ФСК величины перетока ГТП генерации отклонения рассчитываются от ТГ ГТП потребления – от величины торгового графика, рассчитанного в сутки Х-1 на основании ценовых заявок ГТП импорта и ГТП экспорта – от величины торгового графика, рассчитанного в сутки Х-1 на основании ценовых заявок

5 Составляющие величины отклонений Внешняя инициатива Собственная инициатива ИВ 1 ИВ0 - 1 ИВ А Составляющие величины отклонений ИВ К ИВ ИВ 0

6 Отклонение по внешней инициативе ИВ1 Составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ1 определяется в отношении узлов расчетной модели, отнесенных к ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой для каждого часа операционных суток. Объем внешней инициативы ИВ1 определяется Системным Оператором в результате формирования Плана Балансирующего Рынка (ПБР). Величина ИВ1 определяется как разница между диспетчерским объемом электроэнергии и торговым графиком, если не было собственной регулировочной инициативы Участника ОРЭ. Заявка на планирование объема производства / потребления Регулярная Команда ИВ1 Конкурентный отбор ценовых заявок балансирующего сегмента

7 ТГ Участник ОРЭРынок ДО ИВ1+ ТГ ДО ИВ1- Отклонение по внешней инициативе ИВ1

8 Отклонение по внешней инициативе ИВ0 и ИВО-1 Составляющая величина отклонения по внешней инициативе ИВ0 определяется в отношении ГТП генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой для каждого часа операционных суток. ИВ0 определяется Системным Оператором как изменение выработки (потребления), заданного внеплановыми диспетчерскими командами СО. Составляющая часть отклонения, обусловленная сглаживанием диспетчерского графика именуется ИВ0-1. ИВ0 - 1 ИВ0

9 Отклонение по внешней инициативе ИВ0-1 ПБР участника на N часов вперед … N Отклонение ИВ0-1 – есть площадь треугольника

10 Величина отклонения ИВ (сальдированная) ДО ТГ ИВ0 (-) ИИВ ИВ1 (+) Если составляющие величины отклонения ИВ-1, ИВ0 и ИВА имеют одинаковой направление, сальдирование НЕ осуществляется. Величина ИВ0-1 в сальдировании не участвует ИВА ТГ ДО ИВ1 (+) ИВ сальдо ИВ0 (-) Если составляющие величины отклонения ИВ-1, ИВА и ИВ0 разнонаправлены, сальдирование осуществляется. Величина ИВ0-1 в сальдировании не участвует ИВА ИВ0 -1 (+)

11 Потребители: как определить план? Уведомление о максимальном почасовом потреблении (М) Системный оператор Администратор торговой системы V 3 < М ТГ План, от которого рассчитываются отклонения* * - для потребителей без энергорайона

12 Особенности участия потребителей в НОРЭМ 1 Поузловое потребление 2 «1» + нагрузочные потери в сетях РСК 3 «2» + нагрузочные потери МСК + постоянные потери МСК Участники по ГТП потребления типа «Система» заявляют в заявках: Процедура выбора одного из вариантов участия осуществляется Участниками в отношении каждой ГТП типа «Система» один раз на этапе допуска и может быть изменен один раз за 6 месяцев с начала расчетного периода Выбор варианта участия влияет на определение фактического объема потребления в ГТП и объема отклонений

13 Особенности расчета отклонений в ГТП потребления типа «система» 1 ТГ определяется как ППП + расчетные нагрузочные потери из ТГ 2 ТГ определяется как ППП + расчетные нагрузочные потери из ПДГ 3 ТГ определяется как ППП + расчетные нагрузочные потери из ПДГ + распределенный норматив потери ФСК Баланс ФСТ По профилю РД

14 Отклонение по собственной инициативе ИС Величина собственной инициативы определяется как разность между величиной отклонения и величинами внешних инициатив ИВ1, ИВ0, ИВА определенных Системным Оператором с учетом соответствующих знаков. Для расчета стоимости составляющих величин отклонения по собственной инициативе соответствующих часовых значений, используются величины собственной инициативы ИС, определенные Администратором Торговой Системы в отношении: узлов расчетной модели, к которым отнесены ГТП потребления Участников оптового рынка ГТП генерации Участников оптового рынка

15 Дисквалификация ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕГОТОВНОСТЬ по техническим причинам не могут надлежащим образом приниматься КДУ, отданные в электронном виде, и (или) не могут приниматься/формироваться оперативные уведомления в течение времени технической неготовности, но не менее 4 часов с момента установления СО оснований для дисквалификации ОПЕРАЦИОННАЯ ДИСКВАЛИФИКАЦИЯ при: систематической технической неготовности к исполнению команд диспетчерского управления; 1 сутки, 7 суток – 2 по 1 суткам, 4 недели – 2 по 7 суткам. регистрация повторяющихся фактов (отдельных случаев) технической неготовности данной ГТП три и более раз в течение 24 часов, либо техническая неготовность в течение 12 и более последовательных часов систематически низком качестве исполнения команд диспетчерского управления; 1 сутки, 7 суток – 2 по 1 суткам, 4 недели – 2 по 7 суткам регистрируется по факту необходимости неоднократного (трех и более раз в течение 24 часов) дублирования электронных регулярных КДУ спорадическими командами немотивированном отказе от исполнения команд диспетчерского управления; 7 суток, 4 недели – 2 по 7 суткам включая несвоевременное уведомление (или отсутствие уведомления) Системного оператора об изменении состава оборудования Под фактическим невыполнением команды СО понимается несоответствие фактического и заданного изменения активной мощности на величину 10% и более, зафиксированное СО по данным телеметрии

16 Ценообразование в секторе отклонений Для различных видов отклонений по ИВ1, ИВ0, ИВ0-1, ИВА, ИС используются соответствующая срезка. Срезки производятся за каждый час расчетного периода с определением ставки в узлах расчетной модели как MAX или MIN величины из срезки. Срезки состоят из следующих ценовых категорий: ФСТФСТ Тариф на электроэнергию (для покупателей – участников РС) Тарифные ставки на электроэнергию – для поставщиков (РС) Цены на поставку электроэнергии и мощности Цены на покупку электроэнергии и мощности РынокРынок Равновесная цена в ССТ по узлам Индикаторы стоимости диспетчерских объемов Цены на балансирование вверх Цены на балансирование вниз УчастникУчастник Цена в заявке

17 Цены на балансирование Цена на балансирование системы вниз Цена на балансирование системы вверх MAX ( i, Ц сст) MIN ( i, Ц сст)

18 Приоритетность учета составляющих величин отклонения по ИВ при определении стоимости ИВ1 ИВ0 ИВА ИВ0-1 Х ИВ1 соответствует диспетчерскому объему ИВ0 соответствует сумме диспетчерского объема и составляющей величины отклонения, вызванной внеплановой командой СО ИВА соответствует сумме составляющих величин отклонения ИВ1, ИВ0 и ИВА Ценовые параметры, используемые для расчета стоимости составляющей величины отклонения соответствуют следующим рассчитанным объемам:

19 Расчет стоимости в ГТП генерации УЗЕЛ 1 УЗЕЛ 2 ГТП ГЕНЕРАЦИИ ИВ ИВ0 ИВА ИВ0-1 ИС ИВ1 = ИВ1 1 + ИВ1 2 Индикатор в ГТП = сумма произведений индикаторов на коэффициент разнесения из ПБР i, Ц+ (-) ФАКТ

20 Расчет стоимости в ГТП потребления УЗЕЛ 1 УЗЕЛ 2 ГТП потребления ТГИС ИС, ИВА РАЗНОСИТСЯ ПРОПОРЦИОНАЛЬНО ТГ В УЗЛАХ СРЕЗКА ФАКТИВА СТОИМОСТЬ СРЕЗКА СТОИМОСТЬ СТОИМОСТЬ ПОДНИМАЕТСЯ В ГТП

21 Расчет стоимости в ГТППсРН УЗЕЛ объекта регулирования УЗЕЛ 2 ГТП потребления с рег нагрузкой ТГИС ИС, ИВА РАЗНОСИТСЯ ПРОПОРЦИОНАЛЬНО ТГ В УЗЛАХ СРЕЗКА ФАКТИВА СТОИМОСТЬ СРЕЗКА СТОИМОСТЬ СТОИМОСТЬ ПОДНИМАЕТСЯ В ГТП ИВ1 ИВ0 ИВ0-1 Поднимаем стоимость в ГТП

22 Пример определения стоимости составляющих величин отклонения ТГ ОЦЗ Индикатор 1 ИВ1 + i ИВ0 + Max (I, Тзаяв ) Индикатор 2 ИВ1 - Min (Ц-, Тзаяв ) ИВ1 + ИВ0 + Индикатор 3 Mах (I, Тзаяв )Mах (i, Тээ ) ИС + Min (Ц-, Тээ )

23 Распределение небаланса Небаланс + – Не менее 60% небаланса - Генераторы: Исполненная ИВ Не более 40% небаланса - Потребители: объем ППП, когда отклонения до 2% 80% времени расчетного периода Снижение обязательств по договору купли-продажи, Увеличение требований по договору комиссии Генераторы и Потребители: Объемы ИС Снижение требований по договору комиссии, Увеличение обязательств по договору купли-продажи

24 Ставки для расчета стоимости отклонений по ГТП генерации Новая модель сектора отклоненийБалансирующий рынок ИВ (+) ТЭС, АЭС Max (Ц+, Цзаяв) ГЭС: Max (Ц+, Тээ) ГАЭС: Max (Ц+, Тэм) DSQ: Max (Ц+, Тээ) ОЦЗ: i ТЭС, АЭС Max ( i, Цзаяв) ГЭС: Max ( i, Тээ) ГАЭС: Max ( i, Тэм) DSQ: i ОЦЗ: i ИВ (-) ТЭС, АЭС Min (Ц-, Цзаяв) ГЭС: Min (Ц-, Тээ) ГАЭС: Min (Ц-, Тээ-пок) DSQ: Min (Ц-, Тээ) ОЦЗ: i ТЭС, АЭС Min ( i, Цзаяв) ГЭС: Min ( i, Тээ) ГАЭС: Min ( i, Тээ) DSQ: i ОЦЗ: i

25 Ставки для расчета стоимости отклонений по собственной инициативе Новая модель сектора отклоненийБалансирующий рынок ИС (+) Генераторы: Min (Ц-, Тээ) Потребители: Max (Ц+, Тэм) ТЭС, АЭС: Min (Ц-, Цзаяв+) ГЭС: Min (Ц-, Тээ) Потребители: Max (Ц+, Цзаяв+) ИС (-) Генераторы: Max (Ц+, Тэм) Потребители: Min (Ц-, Тээ) ТЭС, АЭС: Max (Ц+, Цзаяв+) ГЭС: Max (Ц+, Тээ) ГАЭС: Max (Ц+, Тэм) Потребители: Min (Ц+, Цзаяв+)

26 Регулировочные инициативы

27 Возникновение регулировочных инициатив До конкурентного отбора в ССТ После конкурентного отбора в ССТ, но до конкурентного отбора БС Отклонение по внешней регулировочной инициативе Отклонение по оперативной внешней регулировочной инициативе вверх Отклонение по оперативной внешней регулировочной инициативе вниз Отклонение по собственной регулировочной инициативе вверх Отклонение по собственной регулировочной инициативе вниз

28 Внешняя регулировочная инициатива Отклонение по внешней регулировочной инициативе, возникшее в результате определения СО P max и P min (максимальных и минимальных почасовых значений мощности объектов генерации) в результате выдачи специальных диспетчерских указаний на суммарный объем необходимого снижения максимальных почасовых значений мощности электростанций на каждый час в отношении отдельных ГТП при формировании предварительного диспетчерского графика. Величина отклонения рассчитывается Администратором Торговой Системы. ТГ Р макс Цена ССТ 1 Р макс СО_ПДГ V огранич. ИВР Цена ССТ 2 Цена ССТ должна быть БОЛЬШЕ цены в заявке

29 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ