Принципы балансирующего рынка.

2 1.Порядок проведения конкурентного отбора ценовых заявок; Порядок получения СО от АТС и Участников рынка исходной информации для проведения расчетов; Порядок обработки полученной информации; Моделирование ценовых заявок Участников рынка; Определение предварительных индикаторов стоимости, диспетчерских объемов – РДГ; Определение индикаторов стоимости и диспетчерских объемов, а также их прогноза – УДГ; 2.Публикация информации на официальном сайте СО; 3.Порядок передачи информации в АТС; 4.Порядок объявления АТС результатов торгов недействительными. Конкурентный отбор: содержание

3 Цели проведения конкурентного отбора диспетчерские объемы, разделенные на объемы проданные (купленные): индикаторы стоимости и цены на балансирование вверх и вниз для каждого часа и для каждого узла расчетной модели, а также для каждой ГТП генерации Участника оптового рынка; РДГ и УДГ для каждой режимной генерирующей единицы; величину плановых почасовых нагрузочных потерь электроэнергии (мощности) в сетях ФСК, представленных в расчетной модели по ценовым заявкам на планирование объемов производства/потребления электроэнергии, поданным Участниками оптового рынка в торговые сутки, по оперативным ценопринимающим заявкам на изменение плановых объемов производства/потребления электроэнергии, по модельным ценовым заявкам, сформированным СО в соответствии с Методикой формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора в балансирующем сегменте, для каждого часа операционных суток и для: каждого узла расчетной модели;

4 Входная информация актуализированная расчетная модель ЕЭС; ценовые заявки по ГТП генерации; ценовые заявки на планирование отрицательного потребления в отношении ГТП потребления с управляемой нагрузкой по объектам регулирования Участников оптового рынка ; уведомления об изменении пределов регулирования, оперативные ценопринимающие заявки торговый график; равновесные узловые цены; перечень ГТП генерации и объектов регулирования, относящихся к ГТП потребления с управляемой нагрузкой, получивших признак дисквалификации, с указанием времени действия признака в соответствии с Методикой дисквалификации ГТП и объектов регулирования в балансирующем сегменте.

5 Актуализированная расчетная модель ЕЭС собственное плановое почасовое потребление для ГТП потребления; прогнозное почасовое потребление для ГТП потребления; предварительный диспетчерский график; коэффициенты распределения прогнозного почасового потребления для ГТП потребления типа Нагрузка по узлам расчетной модели; информация о соотнесении ГТП потребления типа Система с узлами расчетной модели и с нагрузочными потерями в их сетях; пределы регулирования (Рмин и Рмакс) для ГТП генерации и объектов регулирования, относящихся к ГТП потребления с управляемой нагрузкой, с разделением по техническим и технологическим; суммарные по выделенным группам режимных генерирующих единиц значения снижения Рмакс (повышения Рмин) по специальному диспетчерскому указанию СО для расчета внешней регулировочной инициативы вниз (вверх) в балансирующем сегменте; другая информация.

6 Моделирование заявок (1) СО встраивает в заявки дополнительные ступени для проведения процедуры конкурентного отбора, которые учитываются в случае изменения состава выбранного оборудования Рмакс Дополнительная ступень

7 Моделирование заявок (2) В случае если ГТП относится к нескольким узлам расчетной модели, СО распределяет объемы электрической энергии, содержащиеся в каждой паре «цена – количество» в ценовой заявке, на объемы электрической энергии, относимые к каждому узлу расчетной модели, к которому отнесена данная ГТП в соответствии с коэффициентами или формулами отнесения объемов к каждому узлу согласно Методике формирования входных и выходных данных при проведении конкурентного отбора балансирующего сегмента, являющейся приложением к настоящему Регламенту. =+ ГТПУзел 1Узел 2 МОДЕЛИРОВАНИЕ ИНТЕГРАЛЬНЫХ ЗАЯВОК !!!

8 Вид ценовой заявки после моделирования СО Рмин (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ) Моделирование заявок (3) Дисквалифицированные участники в ПБР загружаются только на Рмин. 10 тарифов по РД

9 Вид ценовой заявки после моделирования СО Рмин ТГ= Моделирование заявок (4) ОЦЗ (+) В НОРЭМ оперативные ценопринимающие заявки моделируются не от ТГ. Теперь Участник должен выбрать тип – «на увеличение» МОДЕЛИРОВАНИЕ ИНТЕГРАЛЬНЫХ ОЦЗ !!!

10 Рмакс ТГ= Прогнозный индикатор Моделирование заявок (5) Вид ценовой заявки после моделирования СО ОЦЗ (-) В НОРЭМ оперативные ценопринимающие заявки моделируются не от ТГ. Теперь Участник должен выбрать тип – «на увеличение»

11 Приоритеты по включению объемов э/э в ДО для ценопринимающих заявок поставщиков на продажу, поданных в отношении системных объемов генерирующих единиц, обеспечивающих системную надежность, атомных электростанций в части обеспечения требований технологического регламента эксплуатации, а также объемов электрической энергии, производимых на технологическом минимуме. для ценопринимающих заявок поставщиков на продажу, поданных в отношении тепловых электростанций в объеме производства электрической энергии, соответствующем их работе в теплофикационном режиме, а также заявок гидроэлектростанций в объеме производства электрической энергии, который необходимо произвести по технологическим причинам и (или) в целях обеспечения экологической безопасности и который содержится на соответствующий час в предварительном диспетчерском графике Для приоритетных объемов зависимого промышленного оборудования для прочих объемов, указанных в ценопринимающих заявках 1234

12 Определение ДО и УДГ ПБР участника на N часов вперед … N ДО = значения мощности на конец часа. ДО рассчитываются в отношении всех ГТП, по которым были поданы ценовые заявки, за исключением: получения признака дисквалификации на данный час отнесения дисквалифицированной ГТП генерации к работающим по «постоянному» графику. В этом случае ДО не определяется и полагается равным ППП

13 Определение ИВ-1 Заявка на планирование объема производства / потребления Команда ИВ1 ИВ1 = ДО - ТГ Если была собственная регулировочная инициатива (-): если собственная регулировочная инициатива снижает Рмакс до ТГ (не ниже), то ИВ1 определяется без учета собственной регулировочной инициативы вниз если собственная регулировочная инициатива снижает Рмакс ниже ТГ, то ИВ1 = ДО - Pmax Если была собственная регулировочная инициатива (+): если собственная регулировочная инициатива увеличивает Рмин до ТГ (не выше), то ИВ1 определяется без учета собственной регулировочной инициативы вниз если собственная регулировочная инициатива увеличивает Рмин выше ТГ, то ИВ1 = ДО - Pmин

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

15 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

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

17 Требования к индикаторам индикатор в данном узле должен быть не меньше цены, указанной Участником оптового рынка в ценовой заявке на планирование объема отрицательного потребления в отношении ГТП потребления с управляемой нагрузкой по объекту регулирования или в ценовой заявке на планирование объема производства в отношении ГТП генерации за объем электрической энергии, отнесенный к этому узлу; Индикатор должен быть одинаков для всего диспетчерского объема; индикаторы во всех узлах расчетной модели должны отличаться на стоимость нагрузочных потерь электрической энергии и системных ограничений. i ДО

18 Требования к диспетчерским объемам При определении ДО СО обеспечивает баланс производства и потребления электроэнергии в системе В диспетчерские объемы должны быть включены все объемы электрической энергии, относящиеся к соответствующему узлу, в отношении которых в ценовых заявках, участвующих в конкурентном отборе БС указана более низкая цена, чем индикатор В каждой режимной генерирующей единице, диспетчерский объем должен находиться в диапазоне (Рмин - Рмакс). Диапазон регулирования определяется с учетом ИСР. ВАЖНОСТЬВАЖНОСТЬ

19 Дисквалификация ТЕХНИЧЕСКАЯ 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

20 Конкурентный отбор i i + + i (+/-) i - - i +

21 Если все подали ценопринимание… Отбор объемов балансирующего сегмента внутри приоритетной группы, объемы которой оказались не полностью включенными в плановые объемы ПБР, осуществляется исходя из критерия минимизации стоимости нагрузочных потерь, учитываемых в расчетной модели, путем решения оптимизационной задачи.

22 Специальные случаи конкурентного отбора Если приняты только ценопринимающие объемы, то: Индикаторы = 0 Цены на балансирование вниз = 0. Цены на балансирование вверх = МАКС (0, Црсв) В случае если в БР для определенного часа не удается выполнить ограничения по диапазонам регулирования, несмотря на то, что СО максимально расширяет пределы регулирования (сокращая до минимума объемы регулировочной инициативы на данный час), СО в установленном порядке вводит ограничения потребления и проводит конкурентный отбор и определение диспетчерских объемов, индикаторов стоимости и цен балансирования на данный операционный час с учетом введенных ограничений

23 Специальные случаи расчета ДО Рмин технический Рмин ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ индикатор ПБР ИВ1

24 Публикация информации на сайте СО СО за 10 минут до начала операционного часа размещает на своем официальном сайте информацию о результатах конкурентного отбора в БР, включающую: сводные индексы и показатели по результатам конкурентного отбора, в том числе прогнозные на 6 часов вперед; в отношении каждой ГТП, по которой были поданы ценовые заявки для участия в процедуре конкурентного отбора БР, персонифицированные результаты участия, включающие: объемы электроэнергии, включенные в диспетчерские объемы, и установленные в этих узлах индикаторы и цены на балансирование вверх (вниз); плановые объемы внешних инициатив с выделением в них объемов, принятых по оперативным ценопринимающим заявкам; признак дисквалификации или его отсутствие; принятые в расчете пределы регулирования с указанием параметров их изменения по регулировочной инициативе (внешней и собственной). Кроме этого, СО публикует на своем сайте информацию о УДГ для каждой РГЕ и прогнозные значения индикаторов стоимости и цен на балансирование вверх (вниз) в узлах.

25 Порядок определения АТС результатов конкурентного отбора недействительными В случае если СО не передал в сутки Х+5 в АТС информацию о ДО и индикаторах стоимости электроэнергии, АТС признает результаты конкурентного отбора в БР несостоявшимися для: определенного часа по определенным узлам расчетной модели и ГТП по ценовой зоне в целом

26 Если конкурентный отбор в БР признан не состоявшимся объемы ИВ1 для всех Участников оптового рынка принимает равными величинам, доведенным СО до Участников ОРЭ; величины ИВР устанавливает равными 0 (нулю) для всех Участников; оперативные ценопринимающие заявки не учитываются при определении стоимости отклонений; объемы электроэнергии по двухсторонним договорам считаются = 0; значения индикаторов принимаются равными предоставленным СО предварительным величинам, определенным на данный час при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на предыдущие часы фактической поставки, а в случае если данные предварительные величины не соответствуют требованиям Договора о присоединении, то значения индикаторов стоимости принимает равными значениям, установленным для заданного часа соответствующего типового дня; значения цены на балансирование вверх определяет как максимальную величину из принятого индикатора стоимости и цены РСВ; значения цены на балансирование вниз определяет как минимальную величину из принятого индикатора стоимости и цены ССТ; АТС публикует соответствующее сообщение на своем официальном сайте в сети интернет

27 Типовой день Типовые дни определяются следующими: «Понедельник», «Рабочий», «Суббота», «Воскресенье (Выходной)». Если Постановлением Правительства РФ «О переносе выходного дня» выходной день переносится на рабочий, то данный день считается «Выходным», а первый рабочий день после выходного считается «Понедельником». Если рабочий день в соответствии с Трудовым Кодексом Российской Федерации считается нерабочим праздничным днем, то данный день считается «Выходным», а первый рабочий день после выходного считается «Понедельником».

28 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

29 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

30 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

31 Уведомление участника оптового рынка о максимально допустимой величине почасового расхода электроэнергии на собственные нужды генерации для расчёта стоимости купленных/проданных объемов электроэнергии в БР РАЗДЕЛ 6

32 Структура уведомления п наименование Участника оптового рынка; индивидуальный идентификационный код субъекта оптового рынка; идентификационный код ГТП потребления поставщика или ГТП потребления участника оптового рынка – энергоснабжающей организации (гарантирующего поставщика), являющейся смежной с зарегистрированной на оптовом рынке за данным участником ГТП генерации, в отношении которой на оптовом рынке не зарегистрирована ГТП потребления поставщика; индивидуальный уникальный идентификационный номер уведомления; расчётный период, на который подаётся уведомление; для каждого часа, входящего в расчётный период - максимально допустимую величину почасового расхода электроэнергии на собственные нужды генерации для расчета стоимости купленных/проданных объемов электроэнергии участником оптового рынка в балансирующем рынке;

33 Принцип разнесения норматива 1,2*Норматив/ число часов Значения – неотрицательные Сумма почасовых значений должна быть строго равна установленной максимально допустимой величине месячного расхода электроэнергии на собственные нужды генерации п

34 Процедура подачи и рассмотрения уведомления … участник оптового рынка должен не ранее 09 часов 00 минут по времени первой ценовой зоны 1-го числа месяца следующего за расчётным периодом в отношении которого подано уведомление и не позднее 13 часов 00 минут по времени первой ценовой зоны 7-го числа месяца следующего за соответствующим расчётным периодом подать в АТС уведомление о максимально допустимой величине почасового расхода электроэнергии на собственные нужды генерации. п п В течение 15 минут со времени поступления уведомления АТС обязан подтвердить факт его получения путем направления на адрес участника оптового рынка соответствующего уведомления. п С момента получения уведомления о в течение 1 часа после получения данного уведомления, АТС проверяет: достоверность ЭЦП участника оптового рынка; соответствие Уведомления требованиям определённым в п настоящего Регламента.

35 Использование Уведомления п В 15 часов 00 минут по времени первой ценовой зоны 7-го числа месяца следующего за соответствующим расчётным периодом АТС должен закончить рассмотрение уведомлений о максимально допустимой величине почасового расхода электроэнергии на собственные нужды генерации для расчета стоимости купленных/проданных объемов электроэнергии участником оптового рынка в балансирующем рынке. При этом если до истечения указанного срока участник не подал уведомление на соответствующий расчётный период или уведомление не соответствует предъявляемым требованиям, АТС в качестве максимально допустимой величины почасового расхода электроэнергии на собственные нужды использует величину: Норматив/ число часов

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ