1. Основным документом, регламентирующий суточные режимы ОЭС Украины, регионов ( городских, областных энергоснабжающих компаний (ОЭК) и электрических станций является диспетчерский график нагрузок.
2. Диспетчерский график разрабатывается для обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей при оптимизации производства электроэнергии, на основе ценовых заявок генкомпаний (электростанций) и минимизации стоимости электроэнергии для всех потребителей.
3. Разработка оптимального суточного режима работы электростанций и распределение нагрузок между блоками электростанций производится на уровне НДЦ Украины с учетом предварительного выбора состава оборудования, необходимого для покрытия прогнозируемого на следующие сутки потребления, внешних перетоков и необходимых резервов мощности с учетом ограничений по минимальным и максимальным нагрузкам электростанций, разрешенных ремонтных заявок высоковольтной сети и ежедневной информации РДЦ о состоянии оборудования.
Каждому РДЦ по зоне обслуживания выдается почасовой график нагрузки каждого блока электростанций генерирующих компаний, график нагрузки АЭС и электростанций электроснабжающих организаций, график работы каждой ГЭС Днепровского каскада в отдельности и Днестровской ГЭС, часовой график потребления по зоне РДЦ.
4. Для расчета оптимального суточного графика нагрузок используется информация От генерирующих компаний:
ü ценовые заявки по каждому блоку электростанций;
ü почасовая заявленная (минимальная и максимальная) рабочая мощность каждого блока.
От энергоснабжающнх компаний и независимых поставщиков:
ü прогноз почасового потребления;
ü прогноз объема суточного потребления;
ü предложения по почасовой рабочей мощности неблочных электростанций.
5. Объем оперативной информации для разработки суточного графика нагрузки, источники информации и регламент представления приведен в табл. № 1.
Таблица № 1
Оперативная информация для разработки суточного графика нагрузок
| № п/п | Вид информации | Кто выдает информацию | Кому выдается информация | Регламент представления |
| Прогноз почасового графика потребления мощности и объем суточного потребления по обл. и горэнерго и независимым поставщикам | Энергоснабжающие компании, независимые поставщики. | РДЦ | Понедельник до 1200 на среду, четверг, пятницу. Вторник до 1200 на субботу, воскресенье, понедельник. Среда 12 °° на вторник. | |
| Прогноз почасового графика потребления мощности и объем суточного потребления по зоне РДЦ, каждой области и независимому поставщику. | РДЦ | НДЦ | Вторник до 830 на среду, четверг и пятницу. Среда до 12 °° на субботу, воскресенье и понедельник. Четверг до 12 °° на вторник. | |
| График экспортных поставок. | НДЦ | Передача регламентируется специальной инструкцией. | ||
| Задание по расходу воды на ГЭС и ограничение по их режиму. | НДЦ | Передача регламентируется специальной инструкцией. | ||
| Ценовые заявки и заявки рабочей мощности по блокам генерирующих компаний и электростанций зоны РДЦ (включая ГЭС, АЭС) | Генерирующие компании, электростанции, снабжающие компании. | РДЦ | Ежедневно к 16 00 за два дня до расчетного. | | |
| РДЦ | НДЦ | Ежедневно к 8°° на следующий день. |
| Суммарные графики нагрузки нерасчетных станций обл. и горэнерго, суммы мощностей блок-станций | Обл. и горэнерго. | РДЦ | Ежедневно к 16 00 за два дня до расчетного. | | |
| РДЦ | НДЦ | Ежедневно к 830 текущего дня на следующий день. | ||
| Режимные ограничения перетоков по межсистемным ЛЭП и сечения, необходимые изменения уровней напряжения в контрольных точках. | РДЦ | НДЦ | По мере возникновения и ежедневно к 8 °° на следующий день. | |
| Ожидаемое время включения оборудования и ЛЭП из ремонта. | Информация оперативно уточняется диспетчером НДЦ Украины на основе данных диспетчеров РДЦ. |
8. На основании прогноза потребления, поданных генерирующими компаниями ценовых заявок, заявленной рабочей мощности оборудования электростанций, величины импорта - экспорта электроэнергии и необходимых резервов мощности НДЦ проводит выбор состава оборудования, используя стоимостные показатели энергоблоков с ранжировкой их по минимальным затратам на производство электроэнергии.
При наличии на электростанциях ограничений по минимальному составу оборудования, исходя из надежности работы самих электростанций или по общесистемным требованиям, блоки принудительно включаются в состав работающего оборудования независимо от величины их ценовых заявок. При этом блоки, вынужденно работающие для обеспечения живучести самих электростанций, не участвуют в определении предельной цены системы.
При разработке диспетчерского графика на следующие сутки НДЦ формирует вращающийся резерв в размере 300 - 800 МВт от режима энергосистемы то есть доли мощности АЭС, наличия запасов воды на ГЕС каскадов ГЕС параллельной или раздельной работой с ЕЭС РАО России, другими факторами, влияющими на режим ОЭЭС Украины.
В результате расчетов определяется почасовой график производства электроэнергии каждым блоком электростанции используя оптимизацию загрузки оборудования по относительным приростам в стоимостном выражении, а также наличие горячего («вращающегося») и холодного резерва мощности, который может быть использован при необходимости.
При недостаточной или избыточной мощности генерирующих источников в отдельные часы планового графика, отсутствии топлива для работы электростанций, отключении магистральных ЛЭП, аварийном выходе из работы крупных энергоблоков, НДЦ принимает особые меры во избежание системных аварий: по снижению потребления, пуску и остановку оборудования, невзирая на наличие или отсутствие ценовых заявок или заявок рабочей мощности. Эти решения являются приоритетными и обязательными для исполнения генкомпаниями, электростанциями, обл и горэнерго. В соответствии с «Правилами оптового рынка электрической энергии Украины» при разработке графика определяется почасовая предельная цена системы и плата за рабочую мощность, т. е. оптовая цена покупки электроэнергии у её производителей.
Диспетчерский график должен быть сбалансирован по всем часам. В исключительных случаях допускается максимальная величина несбалансированности графика не более 100 МВт в зоне полного провала нагрузки.
9. Диспетчерский график разрабатывается ежедневно на последующие сутки (сегодня на завтра). Изменение заявленных мощностей, состава работающего оборудования, его маневренности и других исходных данных принимается до 11 °° дня, предшествующему расчетному. Изменения, поступившие после указанного срока, в плановом графике не учитываются.
По результатам расчета к 16 00 дня, предшествующего расчетному выдается следующая оперативная информация.
Оперативная информация для режима работы на следующие сутки.
| № п/п | Вид информации | Кто выдает информацию | Кому выдается информация | Регламент представления |
| График производства электроэнергии каждым энергоблоком в каждом часе следующих суток. | НДЦ | РДЦ, генкомпаниями ТЭС | Ежедневно до 16 °° предшествующих суток. | |
| РДЦ | Электростанциями зоны. | Ежедневно до 17 °° предшествующих суток. | ||
| Предельная цена системы и цена рабочей мощности в каждом часе следующих суток | НДЦ | РДЦ, генкомпаниями ТЭС. | Ежедневно до 16 °° предшествующих суток. | |
| РДЦ | Электростанции зоны, обл. и горэнерго. | Ежедневно до 17 °° предшествующих суток. | ||
| з | Графики нагрузки АЭС, каждой ГЕС Днепровского каскада и Днестровской ГЕС | НДЦ | РДЦ | Ежедневно до 16 °° предшествующих суток. |
| РДЦ | Электростанциям | Ежедневно до 17 °° предшествующих суток. | ||
| Графики нагрузки ТЕЦ обл. и горэнерго, пром-станциии нерасчетных ГЭС | НДЦ | РДЦ | Ежедневно до 16 °° предшествующих суток. | |
| РДЦ | Обл. и горэнерго. | Ежедневно до 17 °° предшествующих суток. | ||
| Графики потребления, принятые в расчет, по зоне РДЦ, обл. и горэнерго и независимым поставщикам. | НДЦ | РДЦ | Ежедневно до 16 °° предшествующих суток по зоне РДЦ | |
| РДЦ | Обл., горэнерго, независимым поставщикам | Ежедневно до 17 °° предшествующих суток. | ||
| Графики горячего и холодного резерва по блочным электростанциям | НДЦ | РДЦ | Ежедневно до 16 °° предшествующих суток. | |
| График экспорта, импорта электроэнергии. | НДЦ | РДЦ | По отдельной инструкции. |
Лекция №11
Основные положения Договора между членами оптового рынка электроэнергии Украины. (правовые и юридические аспекты)
Договор был составлен 15.11.96г. в договоре берут участие следующие стороны:
ü Государственное предприятие (ГЭП) «Энергорынок», которое получило лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по оптовому снабжению электроэнергии;
ü Генерирующая компания, которая получила лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по производству электроэнергии;
ü Поставщик (энергоснабжающая компания), которая получила лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности на поставку электроэнергии по регулированному тарифу;
ü Поставщик электроэнергии, который получил лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности на поставку электроэнергии по нерегулируемому тарифу.
Договор устанавливает условия и правила работы системы оптового рынка электроэнергии Украины, а также права, обязанности и ответственность сторон этого договора.
1. Предмет договора и обязанности членов энергорынка:
Ø Установление правил и порядка функционирования нормальной и справедливой системы коммерческих отношений в процессе покупки-продажи электроэнергии. Правила определяют следующее:
· Финансовые обязательства поставщиков электроэнергии в процессе покупки электроэнергии у ГПЭ;
· Финансовые обязательства ГПЭ при покупке электроэнергии у производителей электроэнергии;
· Финансовые обязательства ГПЭ, производителей электроэнергии и Магистральных электрических сетей при оказании вспомогательных услуг (мер);
· Финансовые обязательства ГПЭ перед Магистральными электрическими сетями и возмещение их затрат Членам рынка.
· Обеспечение внедрения, технического обслуживания и эффективную эксплуатацию средств Системы обеспечения функционирования рынка
Ø Создание условий для использования сторонами этого Договора своих полномочий таким образом, чтобы способствовать:
· Эффективному производству электроэнергии;
· Эффективному потреблению электроэнергии;
· Эффективной передаче электроэнергии;
· Прибыльности международной торговли электроэнергией на пользу потребителей Украины;
· Эффективному инвестированию в строительство новых электростанций, электрических сетей, реконструкцию и переоснащение действующих ЭС и электрических сетей.
Ø Каждый Член рынка, после подписания Договора, обязан:
· Продать всю выработанную электроэнергию каждого генерирующего энергоблока (за исключением электроэнергии на СН ЭС) ГПЭ. Исключение составляют ЭС с установленной мощностью менее 20 МВт;
· Покупать всю необходимую ему электроэнергию в ГПЭ соответственно условиям этого Договора.
2. Обязанности ГПЭ и функции.
ü Энергорынок закупает всю электроэнергию от производителей электроэнергии согласно этому Договору или двусторонним договорам, или на условиях согласованных с операторами внешних перетоков.
ü Производит расчет и наличие платежей производителям электроэнергии.
ü Возмещение затрат на передачу электроэнергии Магистральными и Межгосударственными электрическими сетями Членами рынка.
ü В каждом конкретном договоре по предоставлению услуг высоковольтных сетей будут оговариваться определенно и четко денежные суммы, которые Энергорынок будет выплачивать собственникам ВВ сетей за пользование их техническими средствами, а также в виде платы за подключение каждого индивидуального Члена рынка к сети.
ü Энергорынок также покрывает затраты, связанные с платой за подключение каждого индивидуального Члена Рынка к каждой ЛЭП ВВ сети, путем установления определенной платы непосредственно для каждого подключаемого Члена Рынка. Размер оплаты согласовывается с НКРЭ.
ü Энергорынок обеспечивает продажу всей электроэнергии Поставщикам электроэнергии с целью удовлетворения спроса на потребление электроэнергии, что определяются следующим образом:
· Для независимого поставщика электроэнергии – непосредственно в соответствии с объемом потребления с учетом потерь в электрических сетях каждого соответствующего оператора НВ сети.
· Для местных энергоснабжающих компаний – по объему чистого почасового измеряемого потребления за вычетом электроэнергии, полученной от ЭС с установленной мощностью ниже 20 МВт и электроэнергии, поставленной Независимыми поставщиками, которые они обслуживают в данной местности.
ü Энергорынок продает электроэнергию Поставщикам электроэнергии в соответствующих точках подключения Поставщика с учетом затрат ГПЭ, связанных с лицензированной деятельностью, с оказанием дополнительных услуг и затрат на передачу электроэнергии по ВВ сетям.
ü ГПЭ обеспечивает сбор платежей от Поставщиков электроэнергии согласно Инструкции о порядке использования финансов Оптового рынка электроэнергии.
ü ГПЭ планирует развитие Магистральных и Межгосударственных сетей, в частности:
· Планирует перспективный 10-летний план развития Магистральных и Межгосударственных сетей;
· Несет ответственность за ведение переговоров и подписание Договоров по предоставлению услуг ВВ сетей и по строительству новых объектов ВВ сетей.
ü ГПЭ согласовывает технические условия на новые присоединения к ВВ сетям.
3. Участие в Оптовом рынке электроэнергии.
Каждый Член Оптового рынка электроэнергии соглашается признавать и выполнять все условия этого Договора и Правил рынка относительно этого Члена Рынка.
В этом разделе также детально описывается процедуры приема новых Членов Рынка и правила выхода из членства в Рынке.
4. Общее собрание
Общее собрание проводится ежегодно (по Уставу). От членов энергорынка требуется рассмотрение и принятие решения по следующим вопросам:
Ø Рассмотрение отчета, подготовленного Советом Энергорынка
· Анализ выполнения Правил Энергорынка;
· Возможные рекомендации со стороны Совета Директоров.
Ø Рассмотрение отчета, подготовленного Аудиторами Энергорынка, который включает:
· Анализ аудиторных проверок, инспекций;
· Рекомендации относительно системы расчетов и бухгалтерского учета;
· Анализ диспетчерской работы.
5. Совет Энергорынка
Совет выступает в роли представителя Сторон при выполнении этого Договора. Совет состоит из 10-ти голосующих директоров ( 5 от генерирующих компаний, 5 от энергоснабжающих компаний) и 7 не голосующих директоров (1(ГПЭ), 1(НКРЭ), 1(Аудитор Рынка), 1(ГЭК), 1(Минэнерго), 1(НАЕК), 1(Независимые энергоснабжающие компании). Совет осуществляет общий надзор за работой ГПЭ, выполнением условий Договора, системой обеспечения функционирования рынка.
6. Система финансовых расчетов.
ГПЭ выступает как Администратор системы финансовых расчетов.
Администратор системы финансовых расчетов несет ответственность за следующие положения в рамках Договора:
Ø Соблюдение Правил рынка и Инструкций о порядке осуществления расчетов;
Ø Подготовка балансов и отчетов в соответствии с Инструкцией о порядке начислений и учета затрат;
Ø Внесение предложений Совету об изменении положений в Договоре с целью повышения эффективности функционирования Рынка;
Ø Ведение учета и сохранение информации, необходимой Аудитору Рынка или Совету;
Ø Выполнение других функций.
7. Администратор финансовых средств Энергорынка.
ГПЭ или, выбранная на конкурентной основе, третья сторона, действует как Администратор финансовых средств Энергорынка, функции которого следующие:
ü Соблюдение Инструкции о порядке использования финансов Рынка в соответствии с Правилами рынка;
ü Осуществление контроля за поступлением авансовых платежей Членов Рынка в соответствии с Правилами рынка;
ü Оформление платежных документов, конвертацию акредетивов в наличные средства в случае просроченных платежей у Члена Рынка;
ü Ведение отчетности, сбор данных, которые могут быть востребованы Аудитором Энергорынка или Советом;
ü Предоставление Совету рекомендаций о внесении изменений в Инструкции о использовании финансов Рынка;
ü Предоставление Аудитору рынка и Совету информации об использовании денежных средств Энергорынка с соблюдением норм конфиденциальности;
ü Ведение транзитных счетов Поставщиков электроэнергии по регулируемым тарифам.
8. Центральное диспетчерское управление ЭЭС.
Этот Договор предусматривает, что ГПЭ осуществляет Центральное ДУ согласованной работой ЭС и электрических сетей.
Администратор системы расчетов и Администратор финансовых средств Оптового рынка электроэнергии несут ответственность за поддержание в надлежащем техническом состоянии Аппаратного и Программного обеспечения, разработку и применение мер по устранению выявленных недостатков.
9. Аудит оптового рынка электроэнергии.
Совет назначает независимую аудиторскую фирму, которая будет проводить:
ü Ежегодные аудиты расчетов и ассигнований, выполненных соответствующими подразделениями системы обеспечения функционирования рынка;
ü Ежегодные аудиты деятельности Администратора финансовых средств относительно выполнения Инструкции о порядке использования средств Оптового рынка;
ü Проверка новых версий Программного обеспечения Энергорынка;
ü Внесение предложений об усовершенствовании действующих Инструкций;
ü Ежегодный анализ графиков нагрузки и диспетчерского управления.
В Договоре также детально указано: порядок внесения изменений и решения конфликтных ситуаций, форс-мажорных обстоятельств и принимаемых мер при непредвиденных ситуациях.
Рассмотрены юридические обстоятельства Членов Рынка: при невыполнении договорных обязательств, ограничение ответственности, вопросы страхования, передача прав, решение споров, юрисдикция.
Лекция №12
Правила оптового рынка электроэнергии Украины.
(Правила энергорынка)
Этот документ устанавливает Правила (рынка) и процедуры для работы Оптового рынка электроэнергии. Правила определяют порядок распределения нагрузок между электростанциями, на котором основываются все решения диспетчерского управления. Правила определяют рыночную цену электроэнергии, которую должны оплатить энергосберегающие компании Производителям электроэнергии.