1.10. Учасники ринку, що здійснюють управління...

Додаток до листа ТОВ «ДТЕК Східенерго» від 31.01.2018 року

Зауваження та пропозиції до проекту рішення НКРЕКП, що має ознаки регуляторного акта - постанови

НКРЕКП «Про затвердження Правил ринку»

Редакція проекту рішення НКРЕКП Зауваження та пропозиції до проекту рішення НКРЕКП Обґрунтування Розділ 3 Глава 1: Допоміжні послуги 1. Загальні положення 1.1. Допоміжні послуги (ДП) – це перелік послуг, придбаних Оператором системи передачі за Договором(ами) з надання допоміжних послуг (який(і) надано у Додатках до цих Правил ринку) у відповідності до Кодексу системи передачі. Керівництво з допоміжних послуг містить детальну інформацію щодо способу, за допомогою якого вимірюються відповідні послуги, процедури кількісного та якісного контролю, яких дотримується Оператор системи передачі, що встановлені з урахуванням експлуатаційних особливостей ОЕС України. Фізичний зміст ДП та технічні вимоги до їх характеристик визначені Кодексом системи передачі.

1.1. Допоміжні послуги (ДП) – це послуги, які Оператор системи передачі закуповує у постачальників допоміжних послуг за Договором(ами) про надання допоміжних послуг (який(і) надано у Додатках до цих Правил ринку). Керівництво з допоміжних послуг, яке є невід’ємним додатком до цих правил ринку, містить детальну інформацію щодо способу, за допомогою якого вимірюються відповідні послуги, процедури кількісного та якісного контролю, яких дотримується Оператор системи передачі, що встановлені з урахуванням експлуатаційних особливостей ОЕС України. Кодекс системи передачі визначає характеристики та порядок надання допоміжних послуг оператору системи передачі.

1) Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати Привести у відповідність до Закону: Ст. 1: 22) допоміжні послуги - послуги, визначені цим Законом та правилами ринку, які оператор системи передачі закуповує у постачальників допоміжних послуг для забезпечення сталої і надійної роботи об’єднаної енергетичної системи України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів; Ст. 3 1. Учасники ринку електричної енергії провадять свою діяльність на ринку електричної енергії на договірних засадах. Для забезпечення функціонування ринку електричної енергії укладаються такі види договорів: 9) про надання допоміжних послуг; Ст. 2 6. Кодекс системи передачі та кодекс систем розподілу визначають, зокрема… характеристики та порядок надання допоміжних послуг оператору системи передачі

1.2. Цей розділ визначає загальні принципи функціонування Ринку допоміжних послуг.

1.3. Умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП визначені у Методиці моніторингу ДП, яка є Додатком до цих Правил ринку.

1.3. Умови моніторингу надання ДП визначені у Методиці моніторингу ДП, яка є Додатком до цих Правил ринку.

Виключити: «та санкції за ненадання або неякісне надання ДП» - Методика моніторингу ДП не може визначати санкції санкції за ненадання або неякісне надання ДП – визначаються Типовим договором та положеннями Правил ринку.

1.4. ОСП у відкритий/прозорий і недискримінаційний спосіб закуповує ДП від Учасників Ринку, які набули статусу Постачальників ДП). Правила, визначені у цьому Розділі, мають забезпечити, щоб для ОСП завжди був доступний/наявний достатній обсяг ДП в найбільш ефективний спосіб. Цей розділ встановлює:

а). загальні положення щодо переліку та закупівлі ДП; а). види та перелік ДП; б). порядок придбання ДП;

Розділити на 2 окреми пункти, та привести у відповідність до Закону Ст. 69 4. Функціонування ринку допоміжних послуг здійснюється за правилами ринку, які, зокрема, визначають:

1) види допоміжних послуг; … 5) порядок придбання/використання допоміжних послуг, у тому числі порядок ціноутворення щодо кожної допоміжної послуги;

б). зобов’язання ОСП щодо ДП; б). зобов’язання ОСП щодо забезпечення функціонування ринку ДП;

Не зрозуміло які зобов’язання маються на увазі, уточнити та доповнити «щодо забезпечення функціонування ринку»

в). зобов’язання Учасників ринку стосовно ДП; в). зобов’язання Учасників ринку щодо надання ДП; Редакційне уточнення г). оплату Учасникам ринку за надання ДП; г). порядок нарахування платежів за ДП; Редакційне уточнення – приведення у віповідність до змісту

Розділ не може встановлювати оплату, а лише порядок оплати д). процес середньострокового планування ДП; та е). щорічне звітування щодо надання та активації ДП. 1.5. Перелік Допоміжних послуг (ДП) включає: Дублювання положень п. 1.5 з п. 3.1 цього Розділу – достатньо один раз

текстом визначити перелік допоміжних послуг. Пропонуємо виключити або п. 1.5 або 3.1

• Резерв підтримання частоти (РПЧ) або первинне регулювання;

• автоматичний Резерв відновлення частоти (аРВЧ) або автоматичне вторинне регулювання;

• ручний Резерв відновлення частоти (рРВЧ) або ручне вторинне регулювання;

• Резерв заміщення (РЗ) або третинне регулювання; • Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК);

• Регулювання напруги та реактивної потужності; Приведено у відповідність до Закону та кодексу системи передачі. Правилами ринку передбачається лише право ОСП придбавати послуги для регулювання напруги та реактивної потужності лише в режимі синхронного компенсатора, що не відповідає Закону. Відповідно до Закону «Про ринкок електричної енергії» п3 Ст. 69 3. На ринку допоміжних послуг можуть придбаватися/надаватися допоміжні послуги для забезпечення: … 2) підтримання параметрів надійності та якості електричної енергії в ОЕС України, а саме: послуги з регулювання напруги та реактивної потужності; Передбачити за змістом правил можливість придбання подібних послуг не лише в режимі синхронного компенсатора. Відповідно до Кодексу системи передачі та цих Правил ринку режим сихронного компенсатора передбачено тільки для ГЄС зі встановленою потужністю 200 МВт та більше. У той же час відповідно до положень Кодексу системи передачі (п. 5.9.6 Режими регулювання напруги та реактивної потужності) ОСП може також використовувати (надавати команди): - Генеруючі одиниці (п. 5.9.6.5); - Шунтуючі реактори ( п. 5.9.6.5); - перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в режим виробництва (п. 5.9.6.7); - додатковий запит ОСП про реактивну потужність від теплових електростанцій, окрім атомних електростанцій, за рахунок

їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень; (п. 5.9.6.7); - перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим; (п. 5.9.6.7); - зменшення споживання реактивної потужності від теплових електростанцій, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень, тощо.(п. 5.9.6.7); У випадку застосування ринкових відносин тільки для синхронного компенсатора, не зрозуміло як будуть компенсовуватись витрати інших учасників ринку, в першу чергу АЕС (шунтуючі реактори) та ТЕС.

• Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії.

1.6. Участь у ринку ДП можуть приймати суб’єкти, що здійснюють управління кваліфікованими Генеруючими Одиницями або Блоками ТЕЦ або Одиницями ВДЕ або Диспетчеризованим навантаженням, які набули статус учасника ринку ДП, тобто успішно пройшли процедуру реєстрації на ринку ДП, у тому числі пройшли процедуру кваліфікації постачальників ДП відповідно до Кодексу системи передачі і, таким чином, підтвердили відповідність характеристик ДП, які надаватимуться ними, на відповідність вимогам Кодексу системи передачі.

1.6. Участь у ринку ДП можуть приймати учасники ринку, що здійснюють управління кваліфікованими Генеруючими Одиницями або Блоками ТЕЦ або Одиницями ВДЕ або Диспетчеризованим навантаженням, які успішно пройшли процедуру реєстрації на ринку ДП, у тому числі пройшли процедуру кваліфікації електроустановок постачальників ДП відповідно до Кодексу системи передачі і, таким чином, підтвердили технічну здатність електроустановок надавати ДП відповідно до вимог ДП, що визначені у Кодексі системи передачі.

Відповідно до Закону постачальником допоміжних послуг можуть бути лише учасники ринку. Відповідно до термінів «Суб’єкт» має більш широке значення (Суб’єкт (Суб’єкти) Party Суб’єкт господарювання, який підпадає під дію Правил ринку.). Чи доцільно Одиниці ВДЕ за «зеленими тарифом» не можуть надавати допоміжні послуги. Виключити «набули статус учасника ринку ДП, тобто» - реєстрація дорівню набуттю статусу В правилах та КСП необхідно визначити чіткі критерій для реєстрації учасника ДП (кваліфікації ГО, сертифікації ГО). Методика моніторингу ДП потребує значного доопрацювання. В методиці не визначено на основі яких приладів обліку (метрологічно повірених) буде здійснюватися моніторинг. Не визначене вимірювальне обладнання за яким відбуваються фіксація/вимірювання. Не визначені Технічні вимоги до систем моніторингу.

1.7. ДП можуть надаватися як на обов’язкових, так і на добровільних засадах. Для користувачів Системи передачі або Системи розподілу, які є споживачами електроенергії, усі ДП надаються на добровільних засадах.

1.7. ДП можуть надаватися як на обов’язкових, так і на добровільних засадах. Користувачі Системи передачі або Системи розподілу, які є споживачами електроенергії, надають ДП ОСП на добровільних засадах.

Відповідно до Закону «Про ринок електричної енергії» на ринку допоміжних послуг оператор системи передачі купує на ринкових та прозорих засадах допоміжні послуги для забезпечення надійної роботи ОЕС України та належної якості електричної енергії. Необхідно виправити, що саме споживачі надають ДП ОСП на добровільних засадах. Ризик встановлення неконкурентної та економічно необґрунтованої ціни (на обов’язкових засадах).

1.8. Генеруючі одиниці типу С та D (ознаки яких визначені Кодексом системи предачі), які збудовані після вступу в дію Кодексу системи предачі, а також Генеруючі одиниці типу С та D, які перед вступом в дію Кодексу системи предачі пройшли модернізацію та/або реконструкцію, мають бути технічно спроможними надавати ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ та пройти кваліфікацію, яка підтвердить цю спроможність.

1.8. Генеруючі одиниці типу С та D (відвовідно до категорій Кодексу системи передачі), мають пройти кваліфікацію, що визначить технічну здатність надавати ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ. За результами кваліфікації мають бути підтверджена технічна здатність Генеруючих одиниць типу С та D надавати всі або окремі види ДП.

Технічні вимоги до генеруючих одиниць мають визначатись Кодексом системи передачі (п. 9.2.2). Для ОСП за результатами кваліфікації важливо знати здатність всіх одиниць типу С та D надавати допоміжні послуги та види ДП, які генеручі одиниці здатні надавати. Не всі діючі генеруючі одиниці здатні надавати РПЧ відповідно до вимог кодексу системи передачі. Правила не дають відповіді за чий рахунок така кваліфікація проводиться та її періодичність.

1.9. З метою упередження створення штучного дефіциту 1.9 Учасники ринку надають пропозиції на ринку ДП з Пропонуємо змінити редакцію, тому що в поточній редакції не в повній

ДП, усі енергогенеруючі компанії повинні подавати пропозиції ОСП щодо надання ДП у відношенні своїх сертифікованих Генеруючих одиниць.

урахуванням можливостей надання окремих ДП тільки кваліфікованими Генеруючими одиницями.

мірі відображається приницип свободних ринкових відносин. Виключити обов’язок подачі пропозиції. Подача пропозицій щодо своїх потенційних можливостей. Моніторинг ринку має виявляти спроби учасників маніпулювати ринком – у Регулятора та АМК є важелі відповідно до Закону вплинути на учасника ринку.

1.10. Надання пропозицій ДП для забезпечення Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, а також із забезпечення Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії є обов’язковим для всіх ГЕС, які згідно з вимогами Кодексу системи передачі зобовязанні мати таку технічну спроможність.

1.10. Учасники ринку, що здійснюють управління генеруючими одиницями типу С та D (відвовідно до категорій Кодексу системи передачі), зобов’язані надавати пропозизії ДП ОСП з урахуванням можливостей надання окремих ДП такими кваліфікованими Генеруючими одиницями. Участь у первинному регулюванні є обов’язковою умовою для синхронної роботи генеруючих одиниць типу В, С, D (відвовідно до категорій Кодексу системи передачі) в ОЕС України. Надання пропозицій ДП для забезпечення Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, а також із забезпечення Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії є обов’язковим для всіх ГЕС, сумарна приєднана потужність яких більше ніж 200 МВт.

П. 1.10 доповнено та приведено у відповідність до вимог Закону п.6 ст. 69: 6. Перелік допоміжних послуг, що мають в обов’язковому порядку пропонуватися та надаватися оператору системи передачі постачальником допоміжних послуг, визначається правилами ринку. Виробники зобов’язані брати участь у ринку допоміжних послуг та надавати допоміжні послуги у випадках, визначених правилами ринку. Також Приведено у відповідність до п. 5.8.4.2.1 та п. 9.2.3 Кодексу системи передачі. Виключити «, які згідно з вимогами Кодексу системи передачі зобовязанні мати таку технічну спроможність.» - навіщо писати те що написано в кодексі системи передачі

1.11. Принципи визначення загальних та планування обсягів ДП з регулювання частоти та потужності, що закуповуються ОСП, регламентуються Кодексом системи передачі.

1.11. Принципи планування та визначення загальних обсягів ДП з регулювання частоти та активної потужності, що закуповуються ОСП, регламентуються Кодексом системи передачі.

Редакційна правка

1.12. Визначення обсягів ДП для забезпечення Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) здійснюється за результатами фактичної активації цієї послуги.

1.12. Визначення обсягів ДП для забезпечення Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) здійснюється за результатами фактичної активації цієї послуги, розрахунки за вказану ДП відбуваються відповідно договору (незалежно від факту активації послуги).

Внести уточнення. Розрахунки за вказану послугу мають відбуватися відповідно договору з ОСП (незалежно від активацій) на ринку ДП. Розрахунки на балансуючому ринку – при активації (в межах активації).

1.13. Визначення обсягів ДП для забезпечення Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється за результатами обчислення огдин фактичної готовності пртягом періоду, на який закупається ця послуга.

1.13. Визначення обсягів ДП для забезпечення Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється за результатами обчислення годин фактичної готовності протягом періоду, на який закупається ця послуга.


1.14. Електроенергія, яка виробляється або споживається під час активації ДП з регулювання частоти та потужності в режимі реального часу, є Балансуючою енергією, а її обчислення та оплата здійснюється згідно з вимогами правил Балансуючого ринку, визначеними в Розділі 4 цих Правил Ринку.

1.14. Електрична енергія, яка виробляється або споживається під час активації ДП з регулювання частоти та активної потужності в режимі реального часу, є Балансуючою енергією, а її обчислення та оплата здійснюється згідно з вимогами правил Балансуючого ринку, визначеними в Розділі 4 цих Правил Ринку.

Редакційні правки

1.15. ДП поділяються на конкурентні та неконкурентні: 1.15 ДП закуповуються ОСП на конкурентних засадах на Аукціонах з використанням Аукціонної платформи за принципом вибору пропозицій ДП із найнижчими цінами. 1.16 У разі, якщо обсяг запропонованої допоміжної послуги менший, ніж потреба оператора системи передачі, або якщо допоміжна послуга надається постачальниками допоміжних послуг, частка яких на ринку цих послуг або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором величину, ОСП звертається до Регулятора щодо

Пропонуюємо п. 1.15 змінити, в звязку із тим, що він не відповідає Закону. Пропонуємо редакцію п. 1.15 та п. 1.16 відповідно до вимог Закону. Протирічить ЗУ – усі ДП закуповуются на конкурентних засадах, крім випадків передбачених Законом № 2019 (ст. 69): «1. В Україні функціонує єдиний ринок допоміжних послуг.

необхідності застосування положень пункту 10 статті 69 Закону України «Про ринок електричної енергії» про зобов'язання постачальника допоміжних послуг надавати допоміжну послугу за ціною, розрахованою за затвердженою Регулятором методикою, з наданням Регулятору обгрунтування, інформації щодо фактичного обсягу дефіциту ДП та варіантів розв’язання такого дефіциту. Постачальник допоміжних послуг щодо якого прийнято Рішення Регулятора про застосування положеннь пункту 10 статті 69 Закону України «Про ринок електричної енергії» має надати пропозицію ДП в обсязі, визначеному ОСП та за ціною, розрахованою за затвердженою Регулятором методикою.

На ринку допоміжних послуг оператор системи передачі купує на ринкових та прозорих засадах допоміжні послуги для забезпечення надійної роботи ОЕС України та належної якості електричної енергії. 9. Допоміжні послуги придбаваються оператором системи передачі на конкурентних засадах, крім випадків, передбачених цим Законом. 10. У разі якщо обсяг запропонованої допоміжної послуги менший, ніж потреба оператора системи передачі у цій послузі, або якщо допоміжна послуга надається постачальниками допоміжних послуг, частка яких на ринку цих послуг…»

а). Конкурентні ДП закуповуються на конкурентній основі за принципом вибору пропозицій із найнижчими запропонованими цінами. У разі якщо ДП неконкурентна, або якщо ДП надається Постачальниками ДП, частка яких на ринку ДП або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором величину, Регулятор має право зобов’язати постачальника ДП надавати ДП за ціною, розрахованою за затвердженою Регулятором методикою.

виключити Див. вище

б). ДП для забезпечення Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, а також із забезпечення Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії не є конкурентними. Перелік суб’єктів надання цих ДП та перелік електроустановок, за допомогою яких ці послуги надаються, визначається Регулятором за обгрунтованим поданням ОСП. ОСП розміщує цей перелік у себе на офіційному сайті.

Виключити Протирічить ст. 69 ЗУ усі ДП закуповуются на конкурентних засадах, крім випадків передбачених Законом. Не визначено, яким чином ОСП формує перелік субєктів надання цих ДП, яким чином ОСП визначає обгрунтованість включення суб’єктів до списку. Створює підгрунтя для зловживання монопольним становищем та обмеження конкуренції, необхідна увага АМК до цього пункту.

в). ДП з регулювання частти та потужності вважаються неконкурентними, якщо обсяг запропонованої ДП менший, ніж потреба ОСП у цій послузі.

Виключити Див. вище Редакційна правка « частти»

2. Набуття статусу учасника ринку ДП 2. Порядок реєстрації постачальників допоміжних послуг

Привести п.2 у відповідність до Закону: Ст. 69 4. Функціонування ринку допоміжних послуг здійснюється за правилами ринку, які, зокрема, визначають: … 3) порядок реєстрації постачальників допоміжних послуг; Дати іншу назву «порядок реєстрації постачальників допоміжних послуг» П.2 Розділу 3 потребує узгодження з п.9.4.9-9.4.10 (Кваліфікація постачальників ДП) Кодексу системи передачі. П.9.4.9-9.4.10 Кодексу системи передачі мають бути перенесені до Правил ринку – не предмет Кодексу системи передачі

2.1. Для набуття статусу учасника ринку ДП потенційний Постачальник ДП має надати ОСП Заяву щодо набуття статусу Ринку ДП (далі – Заява) за формою, визначеною і оприлюдненою ОСП на своєму веб-сайті.

2.1 Потенційний постачальник ДП повинен подати Оператору системи передачі офіційну Заяву щодо укладання договорів про надання відповідних допоміжних послуг та включення до реєстру постачальників допоміжних послуг (далі – Заява).

Приведено у відповідність до Закону та положень Кодексу системи передачі.

Форма Заяви оприлюднюється ОСП на своєму офіційному веб-сайті.

Відповідно до пп. 3 ч. 4 ЗУ № 2019 має бути не набуття статусу, а реєстрація постачальників ДП.

2.2. До Заяви додаються такі документи: • підписаний з боку потенційного Постачальника ДП проект договору про надання ДП (у двох екземплярах), оформлений згідно з типовим договором, наведеним у Додатку до цих Правил ринку, та документ, що підтверджує повноваження особи, що підписала договір, на його підписання;

Виключити Договір має бути підписаний, коли будуть визначені всі істотні умови договору, в першу чергу ціна та обсяг. Ціна та обсяг буть визначатись за результатами аукціону.

• свідоцтво щодо кваліфікації обладнання, за допомогою якого надаються ДП, отримане відповідно до вимог Кодексу системи передачі;

• копії свідоцтв щодо кваліфікації електроустановок, за допомогою яких будуть надаватись ДП, отримані відповідно до вимог Кодексу системи передачі;

• Протокол кваліфікаційних випорбувань на відповідність характеристик ДП вимогам Кодексу системи передачі;

• Протокол кваліфікаційних випробувань на відповідність характеристик ДП вимогам Кодексу системи передачі;

Редакційна правка « випорбувань» Свідоцтво має видавати на основі протоколу та містити протокол випробувань, який сенс в наданні протоколу квал.випробувань?

• У разі якщо ДП неконкурентна, або якщо ДП надається Постачальниками ДП, частка яких на ринку ДП або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором величину, потенційний Постачальник ДП надає разом із Заявою ціну на відповідну ДП, розрахованою за затвердженою Регулятором методикою.

Виключити Див. пояснення та редакцію до п.1.15

2.3. Рішення щодо надання (або щодо відмови у наданні) Учаснику ринку статусу учасника ринку ДП приймається ОСП за результатами розгляду вищенаведених документів не пізніше ніж через 10 Робочих днів з дня отримання Заяви. У межах зазначеного строку ОСП може направити запит потенційному Постачальнику ДП з метою уточнення або доповнення даних, зазначених у додатках до Заяви, а той, у свою чергу, має задовольнити цей запит в межах вказаного строку. Рішення щодо відмови у наданні статусу учасника ринку ДП має містити відповідне обґрунтування.

2.3. ОСП розглядає таку Заяву та не пізніше, ніж через 5 робочих днів з моменту отримання Заяви інформує заявника щодо повноти та коректності надання інформації. У випадку надання неповної та/або недостовірної інформації ОСП повідомляє про це потенційного постачальника ДП, який, в свою чергу, повинен надати необхідну інформацію протягом 2 тижнів з моменту отримання повідомлення. У разі, якщо потенційний постачальник ДП не надав необхідну інформацію протягом цього терміну, Заява не розглядається.

Пропонуємо редакцію відповідно до П.9.4.9-9.4.10 Кодексу системи передачі

2.4. У випадку прийняття позитивного рішення щодо надання Учаснику ринку статусу учасника ринку ДП, ОСП вносить потенційного Постачальника ДП до Реєстру постачальників допоміжних послуг, розміщеного на сайті та надсилає йому підписаний зі свого боку договір про надання допоміжної послуги в одному екземплярі і видає ключ доступу до електронної платформи.

2.4 Протягом 10 робочих днів з моменту отримання повної та коректної інформації, Оператор системи передачі вносить заявника до реєстру постачальників ДП і видає ключ доступу до електронної платформи.

Підписання договорів буде здійснюватись після процедури аукціонів – до визначення істотних умов договору (ціна, обсяг тощо) учасник ринку не в праві підписувати відповідні договори. Пропонуємо редакцію відповідно до П.9.4.9-9.4.10 Кодексу системи передачі

2.5. У разі зміни інформації, зазначеної у пункті 2.2 цього Розділу, Постачальник ДП зобов’язаний протягом 3 Робочих днів надати ОСП документи з урахуванням змінених даних. Термін надання цих документів може бути продовжено за згодою з ОСП.

3. Придбання Допоміжних послуг 3. Порядок придбання Допоміжних послуг Привести у відповідність до Закону Ст. 69 4. Функціонування ринку допоміжних послуг здійснюється за правилами ринку, які, зокрема, визначають: 5) порядок придбання/використання допоміжних послуг, у тому числі порядок ціноутворення щодо кожної допоміжної послуги;

3.1. На ринку ДП придбаваються такі продукти та послуги:

3.1. На ринку ДП придбаваються такі послуги: Виключити “продукти”: продукт – це або товар або послуга, на ринку ДП допоміжна послуга і є продуктом, використання додаткового терміну призводить до плутанини

Дублювання положень п. 1.5 з п. 3.1 цього Розділу – достатньо один раз текстом визначити перелік допоміжних послуг. Пропонуємо виключити або п. 1.5 або 3.1 1.5. Перелік Допоміжних послуг (ДП) включає: • Резерв підтримання частоти (РПЧ) або первинне регулювання; • автоматичний Резерв відновлення частоти (аРВЧ) або автоматичне вторинне регулювання; • ручний Резерв відновлення частоти (рРВЧ) або ручне вторинне регулювання; • Резерв заміщення (РЗ) або третинне регулювання; • Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК); • Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії.

а). Регулювання частоти та потужності: а). Регулювання частоти та активної потужності: Приведено у відповідність до Закону та кодексу системи передачі • РПЧ (симетричний діапазон) в межах задекларованого обсягу.

• аРВЧ (симетричний діапазон) в межах задекларованого обсягу.

• рРВЧ (окремо на завантаження та на розвантаження в межах задекларованого обсягу).

• РЗ (30-хвилинний). • РЗ (окремо на завантаження та на розвантаження в межах задекларованого обсягу).

Вимоги до Резервів заміщення визначені Кодесом системи передачі (5.8.4.4 Вимоги до третинного регулювання частоти та резервів заміщення): 5.8.4.4.3 Оператор системи передачі повинен застосовувати третинне регулювання до того як буде вичерпано РВЧ. Третинне регулювання має використовуватись у разі зменшення РВЧ на завантаження або розвантаження до 20% від необхідного обсягу. При цьому Оператор системи передачі повинен розраховувати команду на активацію резерву заміщення так, щоб не пізніше 30 хвилин від її видачі повністю відновити РВЧ. Виключити (30-хвилинний) – не зрозуміло, що мається на увазі. Додати «окремо на завантаження та на розвантаження в межах задекларованого обсягу» за аналогією рРВЧ

б). Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК).

б). Регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі, в режимі синхронного компенсатора (СК)).

Приведено у відповідність до Закону та кодексу системи передачі. Передбачити за змістом правил можливість придбання подібних послуг не лише в режимі синхронного компенсатора. Відповідно до Кодексу системи передачі та цих Правил ринку режим сихронного компенсатора передбачено тільки для ГЄС зі встановленою потужністю 200 МВт та більше. У той же час відповідно до положень Кодексу системи передачі (п. 5.9.6 Режими регулювання напруги та реактивної потужності) ОСП може також використовувати (надавати команди): - Генеруючі одиниці (п. 5.9.6.5); - Шунтуючі реактори ( п. 5.9.6.5); - перемикання агрегатів ГАЕС з насосного режиму в

режим виробництва (п. 5.9.6.7); - додатковий запит ОСП про реактивну потужність від теплових електростанцій, окрім атомних електростанцій, за рахунок їхнього виробництва активної потужності, але у межах їхніх технічних обмежень; (п. 5.9.6.7); - перемикання агрегатів ГАЕС із режиму виробництва в насосний режим; (п. 5.9.6.7); - зменшення споживання реактивної потужності від теплових електростанцій, окрім атомних електростанцій, у межах їхніх технічних обмежень, тощо.(п. 5.9.6.7); У випадку застосування ринкових відносин тільки для синхронного компенсатора, не зрозуміло як будуть компенсовуватись витрати інших учасників ринку, в першу чергу АЕС (шунтуючі реактори) та ТЕС.

в). Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії.

3.2. Закупівля ДП через проведення процедур закупівлі або через Аукціони відбувається із врахованням наступних умов:

Виключити П. 3.2 Протирічить вимогам Закону Унеможливлює ринкові відносини на ринку ДП Дублює положення та протирічить пунктам Глави 2 цього розділу, а саме, але не виключно: 10. Аукціони 14. Формат Пропозицій та процес перевірки Пропозицій 15. Резервна процедура проведення Аукціонів 16. Визначення Результатів аукціону та розподілення Резерву потужності

а). Не пізніше певного строку (для річного Аукціону – за 20 Робочих днів, для квартального Аукціону – за 10 Робочих днів, для місячного Аукціону – за 5 Робочих днів, для тижневого Аукціону – за 3 Робочих дні) до дати проведення відповідного Аукціону, Оператор системи передачі визначає обсяги закупівлі Резервів відповідних ДП на відповідний період. Після оцінки співвідношення необхідних на відповідний період обсягів з сумарним обсягом Резервів, задекларованих відповідними кваліфікованими Постачальниками допоміжних послуг, ОСП визначає, чи може закупівля ДП бути здійснена на конкурентним засасадах. Якщо за цією оцінкою обсяги Резервів, задекларовані кваліфікованими Постачальниками допоміжних послуг та наявні на період надання ДП, дорівнюють або перевищують необхідні обсяги Резервів, Оператор системи передачі приймає рішення про закупівлю Резервів відповідної ДП за процедурою Аукціону;

виключити Див. пояснення вище

б). Якщо обсяги Резервів, задекларовані кваліфікованими Постачальниками допоміжних послуг та наявні на період надання ДП, менші необхідних обсягів, закупівля Резервів відповідної ДП за процедурою Аукціону не відбувається. У цьому випадку, усі такі кваліфіковані Постачальники ДП повинні надавати відповідну ДП за ціною, розрахованою за методикою, яка затверджується Регулятором;


в). Якщо до проведення закупівлі ДП за процедурою Аукціону, виявиться, що обсяги Резервів, запропоновані Постачальниками допоміжних послуг, перевищують або дорівнюють необхідним Оператору системи передачі обсягам, в такому разі за реультатами проведеного Аукціону можливі два варіанти:


• Обсяги, які були заявлені Постачальниками ДП на Аукціоні, менші необхідних обсягів. В такому разі Резерви розподіляються на Аукціоні за Цінами Пропозицій Резерву згідно з вимогами п.16 цього Розділу. Залишкова величина ДП, яка розраховується як різниця між необхідною та заявленою на цьому Аукціоні величинами ДП, повинна бути розподілена на наступному Аукціоні (після річного – на квартальному, після квартального – на місячному, після місячного – на тижневому, після тижневного – на добовому). При цьому величина ДП, яка розподілятиметься на наступному Аукціоні, повинна також враховувати можливе уточнення необхідної величини потрібних ДП, розраховане Оператором системи передачі на період проведення наступного Аукціону, а участь в наступному Аукціону Постачальниками ДП можлива в межах взятих на себе зобов’язань в попередніх Аукціонах по ДП та/або тими Постачальниками ДП, які пройшли кваліфікацію в ОСП після попереднього Аукціону;


• Обсяги, які були заявлені Постачальниками ДП на Аукціоні, більші або дорівнюють необхідним обсягам. В такому разі Резерви розподіляються на Аукціоні за Цінами Пропозицій Резерву згідно з вимогами п.16 цього Розділу


г). На наступному(их) Аукціоні(ах) процес виконується аналогічно підпункту 3 пункту 2 цього Розділу, поки увесь необхідний обсяг ДП не буде розподілений. Якщо за результатами останнього Аукціону виявиться, що обсяги, які були заявлені Постачальниками ДП на цьому Аукціоні, менші необхідних обсягів, то в такому разі Резерви розподіляються на Аукціоні за Цінами Пропозицій Резерву згідно з вимогами п.16 цього Розділу. При цьому, Оператор системи передачі в найкоротший термін звертається до Регулятора з пропозицією зобов’язати Постачальників допоміжних послуг надавати відповідну ДП за ціною, розрахованою за методикою, затвердженою Регулятором. Перелік таких Постачальників ДП, а також мінімальний обсяг Резервів визначаються Оператором системи передачі;

виключити

3.3. Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК та Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії придбаваються за регульованими Типовими договорами Оператором системи передачі. Перелік учасників, які укладають з ОСП Договір на надання послуг з ДП, визначається ОСП відповідно до положень Кодексу системи передачі та за обгрунтованим поданням ОСП затверджується Регулятором.

виключити Протирічить ЗУ – усі ДП закуповуются на конкурентних засадах крім випадків передбачених Законом. Див. пояснення вище

3.4. Наявна потужність Постачальника допоміжних послуг для подання пропозицій на Резерви оцінюється на основі Заявлених/Задекларованих характеристик цих Постачальників допоміжних послуг.

виключити

4. Зобов’язання Оператора системи передачі щодо Допоміжних послуг

4. Зобов’язання Оператора системи передачі щодо забезпечення функціонування ринку Допоміжних послуг


4.1. Оператор системи передачі відповідальний за оцінку вимог, планування та використання Допоміжних послуг. З цією метою Оператор системи передачі повинен здійснювати моніторинг/контролювати здатність Учасників ринку надавати Допоміжні послуги у відповідності до їх Зареєстрованих експлуатаційних характеристик, підтверджених під час кваліфікації.

4.1. ОСП відповідальний за визначення вимог щодо надання допоміжних послуг, организацію процессу закупівлі допоміжних послуг та своєчасні розрахунки з учасниками ринку за надані допоміжні послуги, а також планування та використання Допоміжних послуг з метою дотримання операційної безпеки ОЕС України.

Виключити «З цією метою Оператор системи передачі повинен здійснювати моніторинг/контролювати здатність Учасників ринку надавати Допоміжні послуги у відповідності до їх Зареєстрованих експлуатаційних характеристик, підтверджених під час кваліфікації.» - в п. 4.2 теж йде мова про моніторинг. Не всі зобов’язання ОСП щодо допоміжних послуг визначені. Пропонуємо розширити перелік та додати зобовязання щодо організації

процесу закупівлі ДП та своєчасної оплати учасникам ринку.

4.2. Оператор системи передачі повинен здійснювати моніторинг надання ДПу кожному Розрахунковому періоді, відповідно до Методики моніторингу ДП.

4.2 ОСП має здійснювати моніторинг за усіма наявними та наданими Допоміжними послугами у кожному Розрахунковому періоді, відповідно до положень цих Правил ринку.

Приведено у відповідність до Закону. Відповідно до закону • 4. Функціонування ринку допоміжних послуг здійснюється за правилами ринку, які, зокрема, визначають: • 8) порядок моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов’язань з надання допоміжних послуг.

4.3. Оператор системи передачі здійснює планування та управління Допоміжними послугами. Оператор системи передачі повинен щоквартально надавати Регулятору інформацію щодо деталізованої оцінки вартості Допоміжних послуг, як це визначено у Керівництві з допоміжних послуг.

4.3. ОСП щоквартально надає Регулятору звіт щодо функціонування ринку Допоміжних послуг та звіт щодо деталізованої оцінки вартості Допоміжних послуг, як це визначено у Керівництві з допоміжних послуг, що є невід’ємним додатком до цих Правил ринку.

1. Виключити «Оператор системи передачі здійснює планування та управління Допоміжними послугами.» - дублювання положень п. 4.1. 2. Інформація Регулятору має надаватись у формі Звіту (форма звітності може бути затверджена Регулятором). Інформація щодо вартості може формуватись у неструктурований спосіб та без звіту щодо функціонування ринку допоміжних послуг не відображати сутності. 3. Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

5. Зобов’язання Постачальників допоміжних послуг стосовно Резервів

5. Зобов’язання Постачальників допоміжних послуг Редакційна правка Виключити «стосовно Резервів»

5.1. Кваліфіковані Постачальники допоміжних послуг подають Пропозиції на Допоміжні послуги відповідно до зобов’язань в Кодексі системи передачі та відповідно до своїх Зареєстрованих експлуатаційних характеристик на Аукціони або для укладання регульованих Типових договорів, зобов’язані виконувати умови Договору на надання допоміжних послуг, Диспетчерські команди Оператора системи передачі у режимі реального часу.

5.1. Постачальники ДП зобов’язані виконувати умови укладених Договорів про надання допоміжних послуг та вимоги Правил ринку щодо участі на ринку допоміжних послуг.

Відповідно до Закону ринок ДП є конкурентним та обовязковий тільки для виробників, відповідно до Кодексу тільки виробників типу C та D, обладнання яких було пройшло кваліфікаці. – інші виробники можуть бути не диспетчеризовані або не мати можливість надавати ДП. Пропонуємо залишити обовязки дотримуватись умови договорів та правил. Регульовані типові договори не передбачені Законом – передбачено лише ціни, що визначаються за методикою, у випадках передбачених Законом.

5.2. Учасник ринку повинен подавати Пропозиції на ДП відповідно до своїх Зареєстрованих експлуатаційних характеристик на відповідні Аукціони або регульовані Типові договори і зобов’язаний виконувати Диспетчерські команди, видані Оператором системи передачі у режимі реального часу.

5.2 Постачальники допоміжних послуг мають подавати ОСП Пропозиції на ДП відповідно до своїх експлуатаційних характеристик кваліфікованих електроустановок на відповідні Аукціони та зобов’язані виконувати Диспетчерські команди, видані Оператором системи передачі у режимі реального часу. 5.3 Постачальники допоміжних послуг мають проводити періодичну кваліфікацію електроустановок відповідно до вимог Кодексу системи передачі.

Пропонуємо учасників ринку замінити та постачальників допоміжних послуг. Регульовані типові договори не передбачені Законом – передбачено лише ціни, що визначаються за методикою, у випадках передбачених Законом. Додати: 5.3 Постачальники допоміжних послуг мають проводити періодичну кваліфікацію електроустановок відповідно до вимог Кодексу системи передачі.

6. Порядок нарахування платежів за Допоміжні послуги

6.1. Ставки плати за готовність надання всіх Допоміжних послуг Постачальниками допоміжних послуг в разі надання послуги за регульованим Типовим договором повинна бути встановлена для усіх Розрахункових періодів Торгового дня. Відповідна плата за

6.1. Ставки плати за готовність надання всіх Допоміжних послуг Постачальниками допоміжних послуг визначається за результатами Аукціону, наступним чином:

Регульовані типові договори не передбачені Законом – передбачено лише ціни, що визначаються за методикою, у випадках передбачених Законом.

готовність у відповідному регульованому Типовому договорі повинна відповідати фіксованій платі за готовність для кожної години/місяця, у якій відповідний Постачальник допоміжних послуг надавав Допоміжну послугу наступним чином:

Відповідно до п.10 ст. 69 Закону “Про ринок електричної енергії»: 10. У разі якщо обсяг запропонованої допоміжної послуги менший, ніж потреба оператора системи передачі у цій послузі, або якщо допоміжна послуга надається постачальниками допоміжних послуг, частка яких на ринку цих послуг або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором величину, Регулятор має право зобов’язати постачальника допоміжних послуг надавати допоміжну послугу за ціною, розрахованою за затвердженою Регулятором методикою. Таким чином ціна буде визначена за методикою, постачальник допоміжних послуг сформуює на аукціон пропозицію з урахуванням рішень Регулятора. Пропонуємо змінити редакцію з врахуванням норм Закону

• для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ – у грн./МВт/годину; • для Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора – у грн./МВАр/годину;

• для Регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі синхронного компенсатора) – у грн./МВАр/годину;

Відповідно до Закону не має обмежень щодо придбання виключно послуги СК – це значно скорочує ринок та не допускає на ринок регулювання напруги та реактивною потужності інших учасників

• для відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії – у грн./рік.

6.2. Ставки плати за готовність надання Допоміжних послуг Постачальниками допоміжних послуг в разі Аукціону повинна дорівнювати Ціні пропозиції Резерву (грн/МВт/годину) для кожного Розрахункового періоду та для кожної прийнятої Пропозиції, яка була отримана на Аукціоні із придбання відповідних Допоміжних послуг за кожним напрямком, як описано у Розділі 3 цих Правил ринку.

6.2. Ставки плати за готовність надання Допоміжних послуг Постачальниками допоміжних послуг за результатами Аукціону повинна дорівнювати Ціні пропозиції Резерву (грн/МВт/годину) для кожного Розрахункового періоду та для кожної прийнятої Пропозиції, яка була отримана на Аукціоні із придбання відповідних Допоміжних послуг за кожним напрямком, як описано у Розділі 3 цих Правил ринку. За результами Аукціону визначається обсяг ДП з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ та для Регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі синхронного компенсатора) впродовж кожного Розрахункового періоду для кожної прийнятої Пропозиції, яка була отримана на Аукціоні із придбання відповідних Допоміжних послуг за кожним напрямком.

За Законом не передбачено інших механізмів закупівлі ДП ст. 69 Закону “Про ринок електричної енергії»: 1. В Україні функціонує єдиний ринок допоміжних послуг. На ринку допоміжних послуг оператор системи передачі купує на ринкових та прозорих засадах допоміжні послуги для забезпечення надійної роботи ОЕС України та належної якості електричної енергії. За результатами аукціону для кожного постачальника ДП має бути визначений обсяг ДП, який він зобовязаний надавати (резервувати потужність) для кожного розрахункового періоду. Ціна та обсяг є істотними умовами договору про надання допоміжної послугу, та є основою для нарахування платежів за ДП. Відповідно до Закону не має обмежень щодо придбання виключно послуги СК – це значно скорочує ринок та не допускає на ринок регулювання напруги та реактивною потужності інших учасників

6.3. Обсяг відповідних фактично наданих Допоміжних послуг з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ, СК впродовж кожного Розрахункового періоду розраховується за результатами моніторингу, який проводиться відповідно до Методики моніторингу ДП. Рішення щодо фактичного надання ДП, а також щодо її якості приймається за результатами моніторингу надання ДП. Постачальник допоміжних послуг повинен отримати оплату за надану в Розрахунковому періоді ДП, яка розраховується згідно з Розділом 5 цих Правил ринку.

6.3. Обсяг відповідних фактично наданих Допоміжних послуг з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ та для Регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі синхронного компенсатора) впродовж кожного Розрахункового періоду розраховується за результатами моніторингу, який проводиться відповідно до Методики моніторингу ДП, та є невід’ємною частиною Правил ринку. Постачальник допоміжних послуг отримує оплату за надану в Розрахунковому періоді ДП, що розраховується згідно з Розділом 5 цих Правил ринку. Методика моніторингу ДП визначає вимірювальне обладнання за яким відбуваються фіксація/вимірювання ДП, включає критерії визначення якості з надання ДП.

Відповідно до Закону не має обмежень щодо придбання виключно послуги СК – це значно скорочує ринок та не допускає на ринок регулювання напруги та реактивною потужності інших учасників. Пропонуємо виключити друге речення: - Не зрозуміло що означає «Рішення щодо фактичного надання ДП» - обсяг встановлюється за результами моніторингу та не потребуватиме окремого рішення. - Методика монітоингу не включає критерії визначення якості ДП – ДП або надана або не надана (був резерв доступний або ні). Редакційні правки

6.4. Керівництво з допоміжних послуг визначає деталі та 6.4. Керівництво з допоміжних послуг, що є невід'ємним Методика моніторингу не включає критерії визначення якості ДП – ДП

правила розрахунку фактичного обсягу та якості для кожного Розрахункового періоду для кожної Допоміжної послуги.

Дотатком до цих Правил, визначає деталі та правила розрахунку фактичного обсягу для кожного Розрахункового періоду для кожної Допоміжної послуги.

або надана або не надана – виключити «та якості» Зміст керівництва з ДП не зрозумілий. Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

6.5. аРВЧ, рРВЧ, та РЗ активуються на Балансуючому ринку шляхом надання Диспетчерських команд по відповідним Пропозиціям Балансуючої енергії. Таким чином, обсяги енергії, пов'язані з акцептованими Пропозиціями Балансуючої енергії, розглядаються при розрахунках як Балансуюча енергія, про що зазначено у Розділі 4. Обсяги енергії, що пов’язані із активацією РПЧ та Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК), розглядаються при розрахунках як Небаланс.

6.5. аРВЧ, рРВЧ, та РЗ активуються на Балансуючому ринку шляхом надання Диспетчерських команд по відповідним Пропозиціям Балансуючої енергії. Таким чином, обсяги електричної енергії, пов'язані з акцептованими Пропозиціями Балансуючої енергії, розглядаються при розрахунках як Балансуюча енергія, про що зазначено у Розділі 4. Обсяги електричної енергії, що пов’язані із активацією РПЧ розглядається при розрахунках як Небаланс.

«та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК),» - виключити Балансуючий ринок це ринок активної енергії, та не має відношення до реактивної енергії Регулювання напруги та реактивної енергії - може потеційно може вплинути на небаланси лише у разі аварійної ситуації

6.6. У випадку надання Генеруючою одиницею Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, здійснюється оплата за енергію, вироблену/відпущену для надання цієї послуги, розмір якої розраховується за ціною, розмір якої визначається згідно з положеннями Правил ринку, яке описує функціонування ринку в Надзвичайних ситуаціях.

6.6. У випадку надання Генеруючою одиницею Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, здійснюється оплата за електричну енергію, вироблену/відпущену для надання цієї послуги, розмір якої визначається в договорі про надання відповідної допоміжної послуги.

Положення правил не визначають порядок розрахунку ціни за подібну ДП. ДП має бути визначена в договорі. Необхідно доповнити для корректного трактування.

6.7. Постачальник ДП, що не виконав зобов’язання щодо надання законтрактованих обсягів ДП, несе відповідальність згідно з умовами договору про надання відповідної ДП у вигляді відповідних штрафних санкцій при такому порушенні, а також відповідальність, визначену цими Правилами ринку.

6.7. Постачальник ДП, що не виконав зобов’язання щодо надання законтрактованих обсягів ДП, несе відповідальність згідно з умовами договору про надання відповідної ДП та відповідальність, визначену цими Правилами ринку.

Редакційна правка виключити: «у вигляді відповідних штрафних санкцій при такому порушенні, а також» Не має сенс конкретизувати, надалі в правилах ринку та догворах є відповідні положення«у вигляді відповідних штрафних санкцій при такому порушенні, а також»

6.8. Первинне надання неякісних або не у повному обсязі послуг тягне за собою застосування штрафних санкцій. Розмір та строки сплати штрафів за неякісно надані або надані не у повному обсязі послуги визначаються Типовим договором та цими Правилами ринку.

6.8. Ненадання або надання не у повному обсязі ДП постачальником ДП тягне за собою нарахування платежів за невідповідність, що визначаються відповідно цих Правил.

Не зрозуміло, що значить неякісне – або послуга надана або не надана Приведено у відповідність до змісту правил ринку - нараховуються платежі за невідповідність, а не штрафи

6.9. Рішення щодо неякісного надання, надання не у повному обсязі послуг приймається за результатами моніторингу надання Допоміжних послуг.

виключити Передбачено в п. 6.3 Не зрозуміло, що значить неякісне

6.10. Сума коштів, належна до сплати ОСП Постачальнику ДП за Типовим договором, має бути зменшена на суму штрафних санкцій, нарахованих Постачальнику ДП.

6.10. Сума коштів, належна до сплати ОСП Постачальнику ДП за відповідними договорами про надання допоміжних послуг, має бути зменшена на суму платежів за невідповідність та фінансових санкцій, нарахованих Постачальнику ДП.

Приведено у відповідність до змісту правил ринку - нараховуються платежі за невідповідність та фінансових санкцій Пропонуємо замінити штрафи на фінансові санкції 19.8. У разі, якщо Постачальник допоміжних послуг до 09:00 за день до Торгового дня d, (окрім випадку, коли причини ненаданання від нього не залежали), не подав Повідомлення Резерву згідно з результатами відповідного Аукціону, то ОСП має застосувати до нього фінансову санкцію розміром 1000 (одна тисяча) неоподаткованих мінімумів при першому такому порушенні. В разі повторного порушення ОСП може, додатково до штрафу, застосувати до нього санкції у вигляді вилучення з Рєестру Постачальників допоміжних послуг.

6.11. Повторне протягом року надання ДП неналежної 6.11. Якщо протягом будь-яких 3 днів протягом року постачальник Надання або ненадання послуг рахується для розрахункового періоду – 1

якості або не у повному обсязі, крім застосування штрафних санкцій, передбачає вилучення Постачальника ДП послуг з Реєстру Постачальників ДП і право ОСП розірвання Типового договору з цим Постачальником ДП. Повідомлення про розірвання цього Типового договору і вилучення Постачальника ДП з Реєстру Постачальників ДП ОСП направляє Постачальнику ДП не пізніше, ніж за 3 дні до дати розірвання цього Типового договору. Відновлення статусу Постачальника ДП передбачає проходження всієї процедури набуття статусу Постачальника ДП, у тому числі проходження процедури кваліфікації.

ДП не надавав або надавав не у повному обсязі ДП відповідно до укладеного договору про надання ДП, ОСП має право вилучити Постачальника ДП послуг з Реєстру Постачальників ДП і розірвати договори про надання ДП з таким Постачальником ДП. Повідомлення про розірвання договорів про надання допоміжних послуг і вилучення Постачальника ДП з Реєстру Постачальників ДП ОСП направляє Постачальнику ДП не пізніше, ніж за 3 дні до дати розірвання таких договорів. Відновлення статусу Постачальника ДП передбачає проходження всієї процедури реєстрації Постачальника ДП, у тому числі проходження процедури кваліфікації.

година. Якщо 2 години поспіль учасник ринку не надав послугу ОСП має право застосувати правило Пропонуємо змінити редакцію для врахування особливостей ринку ДП передбаченого правилами ринку.

6.12. Третє протягом року порушення зобов’язання щодо надання відповідної ДП протягом року для постачальника-енергогенеруючої компанії передбачає звернення ОСП до Регулятора щодо анулювання Ліцензії цього Постачальника ДП, а для постачальника-споживача (оператора розподіленого споживання) – позбавлення права участі у ринку ДП на термін півроку з поновленням після проходження процедури перевірки відповідності обладнання вимогам щодо характеристик надання ДП.

6.12. У випадку застосування положеннь п. 6.11 цього Розділу ОСП має підготувати відповідний звіт щодо події та надити його Регулятору.

Положення пункту обмежуть право регулятора щодо застосування інших санкцій відповідно до Закону. Пропонуємо змінити редакцію Як може бути третє порушення якщо відповідно до 6.11 розірвано договір та вилучено з реєстру?

7. Планування Допоміжних послуг 7.1. Оператор системи передачі до 25 жовтня кожного календарного року (перед річним Аукціоном на Резерви) готує та надає Регулятору план покриття потреб у Допоміжних послугах, принаймні, для наступного календарного року.

7.2. У цьому плані Оператор системи передачі бере до уваги елементи звітів щодо достатності генеруючих потужностей та інших подібних звітів, які він повинен готувати (прогноз адекватності потужності, план ремонтів/реконструкцій і т.ін.).

7.2. У цьому плані Оператор системи передачі бере до уваги наявні можливості кваліфікованих генеруючих одиниць зареєстрованих постачальників ДП, елементи звітів щодо достатності генеруючих потужностей та інших подібних звітів, які він повинен готувати (прогноз адекватності потужності, план ремонтів/реконструкцій і т.ін.).

Пропонуємо додати для формування повного звіту «наявні можливості кваліфікованих генеруючих одиниць зареєстрованих постачальників ДП»

7.3. Принципи визначення обсягів послуг в рамках надання Допоміжних послуг для кожного виду послуг наведені у Кодексі системи передачі.

8. Вимоги до звітів щодо Допоміжних послуг 8.1. До 01 лютого кожного календарного року, Оператор системи передачі повинен підготувати і подати Регулятору звіт за попередній календарний рік, який повинен включати в себе:

а). загальну вартість Допоміжних послуг, б). статистику законтрактованих за Результатами аукціонів обсягів Резервів (за типами резервів, за періодами закупівлі);

в). випадки, коли не забезпечувалась готовність надання Допоміжних послуг;

г). випадки невиконання Диспетчерських команд щодо надання таких послуг.

Глава 2: Придбання Резервів 9. Роль Оператора системи передачі 9.1. З метою проведення Аукціонів Оператор системи передачі повинен експлуатувати і підтримувати електронну Аукціонну платформу і повинен дати змогу Постачальникам допоміжних послуг представити Пропозиції для даного Аукціону.

9.2. Постачальник допоміжних послуг отримують доступ до Аукціонної платформи відповідно до умов, визначених в Керівництві

9.2. Постачальник допоміжних послуг отримують доступ до Аукціонної платформи відповідно до умов, визначених в Керівництві

Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку

з допоміжних послуг, які мають бути доступні/оприлюднені на веб-сайті Оператора системи передачі.

з допоміжних послуг, яке є невід’ємним додатком до цих правил ринку.

Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

9.3. Роль Оператора системи передачі в цьому процесі включає наступні завдання:

а). Управління Аукціонною платформою для проведення Аукціонів;

б). обмін даними Аукціонної платформи з Системою управління ринком, принаймні, для отримання переліку кваліфікованих Учасників ринку (визначених як Постачальники допоміжних послуг) які керують/оперують групою/портфелем Генеруючих Одиниць/ Диспетчеризованого навантаження (відповідно до пункту 9 цього Розділу) і які можуть подавати на Аукціони Пропозиції Резерву по кожному продукту;

Дати визначення «портфель генеруючих одиниць»

в). визначення Вимог до Резерву для всіх Розрахункових періодів для кожного типу резерву для всіх Торгових днів впродовж наступного року / кварталу / місяця / тижня/доби; такі Вимоги до Резерву повинні бути оприлюднені на веб-сайті Оператора системи передачі, не пізніше ніж за десять [10] Робочих днів до того, як відбудеться відповідний річний / квартальний / місячний Аукціон, не пізніше ніж за три [3] Робочих дні до того, як відбудеться відповідний тижневий Аукціон та не пізніше ніж за один [1] Робочий день до того, як відбудеться відповідний добовий Аукціон.

г). Визначення Результатів аукціонів і повідомлення відповідних Результатів аукціону Учасникам ринку;

д). розгляд оскаржень Результатів аукціону Учасниками ринку та надання відповідей;

е). обмін даними з Системою управління ринком з метою передачі Результатів аукціону та інформації з регульованих Типових договорів (обсяги та регульована ціна) по типам Резервів для проведення Розрахунків.

10. Аукціони 10.1. ОСП може проводити Аукціони для придбання допоміжних послуг (ДП) на добовій, тижневій, місячній, квартальній та річній основі.

10.2. Оператор системи передачі з метою інформування Учасників ринку до 01 жовтня (включно) поточного календарного року оприлюднює на своєму веб-сайті графік проведення Аукціонів, в якому зазначаються дати проведення та Деталі Аукціонів на наступний календарний рік.

10.3. Оператор системи передачі оприлюднює на своєму веб-сайті Деталі Аукціону відповідно до графіку, наведеному в п. 15.1 Розділу 7 цих Правил ринку.

10.4. Послуги із забезпечення Резерву підтримання частоти (РПЧ), автоматичного Резерву відновлення частоти (аРВЧ), ручного Резерву відновлення частоти (рРВЧ), Резерву заміщення (РЗ), можуть виставлятися на добовому, тижневому, місячному, квартальному та річному Аукціонах.

10.5. Пропозиції Резерву повинні бути подані у Аукціонну платформу до часу закриття воріт, зазначеного в Деталях Аукціону. Подання пропозицій може здійснюватися в період з відкриття до закриття воріт відповідно до Деталей Аукціону.

10.6. Пропозиції Резерву, подані Постачальниками допоміжних послуг відповідно до пункту 13 цього Розділу,

враховуються під час визначення Результатів аукціонів. 10.7. Результати аукціону оприлюднюються на веб-сайті Оператора системи передачі не пізніше, ніж через тридцять (30) хвилин після того, як Аукціон було завершено. Кожен Постачальник допоміжних послуг повинен отримати інформацію про результати його Пропозицій Резервів відповідно до пункту 16 цього Розділу, не пізніше, ніж через тридцять (30) хвилин після завершення Аукціону.

10.8. Оператор системи передачі може оголосити на своєму веб-сайті дати проведення Аукціонів та Деталей Аукціону, які відрізняються від дат, зазначених в графіку проведення аукціонів. Обґрунтування таких змін мають бути оприлюднені на веб-сайті Оператора системи передачі

11. Кваліфікаційні критерії 11.1. Постачальники допоміжних послуг можуть брати участь у Аукціонах та подавати Пропозиції Резерву на всю або частину Резерву, який був визначений під час кваліфікації.

11.2. Постачальники ДП, які зареєстровані в Реєстрі Постачальників допоміжних послуг, повинні подавати обов’язкові Пропозиції Резерву для кожного Розрахункового періоду кожного Торгового дня відповідно до Зареєстрованих експлуатаційних характеристик і Заявлених (задекларованих) характеристик в обсягах, які не перевищують обсяги Резерву, який був визначений під час кваліфікації.

11.3. На період дії Декларації про часткову неготовність, Постачальники допоміжних послуг можуть подавати Пропозицію aРВЧ тільки на обсяг робочої потужності кожної Генеруючої одиниці відповідно до такої Декларації про часткову неготовність та її Заявлених характеристик.

12. Поведінка на Аукціонах 12.1. На етапах до, під час та після проведення Аукціонів, Постачальники допоміжних послуг повинні утримуватися від будь-яких дій, які можуть призвести до порушення законодавства про захист економічної конкуренції або які будь-яким чином порушують чи загрожують зірвати процедури підготовки та проведення Аукціонів.

12.1. На етапах до, під час та після проведення Аукціонів, Постачальники допоміжних послуг повинні утримуватися від будь-яких дій, які будь-яким чином порушують чи загрожують зірвати процедури підготовки та проведення Аукціонів.

Дублювання загальних норм законодавства – виключити « які можуть призвести до порушення законодавства про захист економічної конкуренції»

12.2. Оператор системи передачі повинен надавати Регулятору інформацію щодо тих Постачальників допоміжних послуг, чиї дії призводять або призвели до наведеного у попередньому пункті.

13. Деталі Аукціону 13.1. Перед кожним Аукціоном Оператор системи передачі оприлюднює на cвоєму веб-сайті Деталі Аукціону.

13.2. Деталі Аукціону містять інформацію щодо: а). продуктів, що будуть придбаватися на Аукціоні; б). необхідних Резервів, які мають бути розміщені; в). часу відкриття і закриття воріт; г). часового графіку оприлюднення Результатів аукціону; д). граничного терміну для оскарження Результатів аукціону, відповідно до пункту 17 цього Розділу;

е). іншої додаткової інформації, в разі необхідності. е). іншої додаткової інформації, в разі необхідності. ж) Мінімальна величина Пропозиції резерву;

Пропонуємо додати

14. Формат Пропозицій та процес перевірки Пропозицій

14.1. Пропозиції Резерву повинні бути подані у формі, 14.1. Пропозиції Резерву повинні бути подані у формі, Редакційна правка

визначеній у технічній документації до Аукціонної платформи, оприлюдненій на веб-сайті Оператора системи передачі за типом Резерву та за напрямком. Пропозиції Резерву, подані не у визначеній формі, будуть автоматично відхилені Аукціонною платформою та не прийматимуться до уваги під час визначення Результатів аукціону. У разі відхилення, Учаснику ринку (Постачальнику допоміжних послуг) має бути направлено обґрунтування причин відхилення.

визначеній у технічній документації до Аукціонної платформи, оприлюдненій на веб-сайті Оператора системи передачі за типом Резерву та за напрямком. Пропозиції Резерву, подані не у визначеній формі, будуть автоматично відхилені Аукціонною платформою та не прийматимуться до уваги під час визначення Результатів аукціону. У разі відхилення, Постачальнику допоміжних послуг направляється обґрунтування причин відхилення.

14.2. Пропозиції Резерву будуть розглядатись як безумовні та безвідкличні після часу закриття воріт Аукціону, який визначено у Деталях Аукціону.

14.3. Пропозиції Резерву підлягають підтвердженню про отримання. Якщо Оператор системи передачі не надав підтвердженню про отримання Пропозиції через Аукціонну платформу, така Пропозиція вважається неподаною.

14.4. Кожен Учасник ринку має право подавати для кожного аукціонного продукту (за винятком продуктів РПЧ на завантаження і розвантаження) одну Пропозицію Резерву на завантаження та одну на розвантаження, кожна з яких містить до десяти (10) (включно) пар «ціна-обсяг», в зростаючому порядку ціни, одну на всю його групу Постачальників послуг з балансування.

14.4. Кожен Учасник ринку має право подавати для кожного аукціонного продукту (за винятком продуктів РПЧ на завантаження і розвантаження) одну Пропозицію Резерву на завантаження та одну на розвантаження, кожна з яких містить до десяти (10) (включно) пар «ціна-обсяг», в зростаючому порядку ціни.

виключити «одну на всю його групу Постачальників послуг з балансування». Не зрозуміло, що мається на увазі.

14.5. Пропозиції Резерву для РПЧ повинні включати для кожного Розрахункового Періоду Торгового дня одну пару «ціна/обсяг» на завантаження, так і на розвантаження РПЧ.

14.6. Ціни за потужність повинні бути виражені у грн/МВт за Розрахунковий період з точністю до двох (2) знаків після коми. Мінімальна величина Пропозиції резерву та точність визначаються Кодексом системи передачі.

14.6. Ціни за потужність повинні бути виражені у грн/МВт за Розрахунковий період з точністю до двох (2) знаків після коми. Мінімальна величина Пропозиції резерву визначаються у Деталях аукціону.

Кодекс системи передачі не визначає величину Пропозиції Пропонуємо визначити у деталях аукціону Виключити точність – визначено у наступному пункті (у МВт)

14.7. Обсяги Пропозиції виражаються в цілих МВт і являють собою сумарні обсяги Постачальника допоміжних послуг, від якого подається Пропозиція (за винятком РПЧ). Пропозиція подається від Постачальника допоміжних послуг, незалежно від того, якою кількістю блоків він оперує. Розподіл відібраного Резерву по блоках, що пройшли сертифікацію, здійснюється у день D-1 (для Торгового дня D), як описано у пункті 18 цього Розділу.

14.8. Ціни Пропозиції виражаються у грн/МВт за кожен Розрахунковий період даного місяця з точністю до двох (2) знаків після коми. Ціна Пропозиції не може перевищувати Граничну ціну Пропозиції Резерву, яка встановлена Регулятором для кожного виду Резерву, і має бути більше нуля.

14.8. Ціни Пропозиції виражаються у грн/МВт за кожен Розрахунковий період даного місяця з точністю до двох (2) знаків після коми. Ціна Пропозиції має бути більше нуля.

Виключити повноваження регулятора що не визначені Законом

15. Резервна процедура проведення Аукціонів 15.1. Якщо Оператор системи передачі не може проводити Аукціони через технічні проблеми в роботі Аукціонної платформи, Оператор системи передачі може організувати Резервну процедуру проведення Аукціонів. У цій ситуації Оператор системи передачі повідомляє Учасників ринку, які пройшли кваліфікацію, електронною поштою та/або будь-якими іншими доступними засобами звя’зку про застосування Резервної процедури проведення Аукціонів.

15.1. Якщо Оператор системи передачі не може проводити Аукціони через технічні проблеми в роботі Аукціонної платформи, Оператор системи передачі може організувати Резервну процедуру проведення Аукціонів. У цій ситуації Оператор системи передачі повідомляє Постачальників допоміжних послуг електронною поштою та/або будь-якими іншими доступними засобами звя’зку про застосування Резервної процедури проведення Аукціонів.


15.2. Повідомлення про перехід на Резервну процедуру проведення Аукціону повинно містити інформацію щодо дати та часу оприлюднення Деталей Аукціону або, якщо така інформація відома на час такого повідомлення – відповідні Деталі Аукціону.

15.3. Оператор системи передачі не несе відповідальності, якщо він не має можливості зв’язатися з Учасниками ринку за

15.3. Оператор системи передачі не несе відповідальності, якщо він не має можливості зв’язатися з Постачальниками


допомогою вищезазначених засобів зв'язку. Пропозиції Резервів, подані до переходу на Резервну процедуру проведення Аукціонів, вважаються недійсними і мають бути подані повторно відповідно до умов, передбачених цією Резервною процедурою, а саме:

допоміжних послуг за допомогою вищезазначених засобів зв'язку. Пропозиції Резервів, подані до переходу на Резервну процедуру проведення Аукціонів, вважаються недійсними і мають бути подані повторно відповідно до умов, передбачених цією Резервною процедурою, а саме:

• Для річного, місячних, квартальних та тижневих Аукціонів, Резервною процедурою є проведення цих Аукціонів в паперовому вигляді. Оператор системи передачі в найкоротший термін після оприлюднення повідомлення про перехід на Резервну процедуру повинен оприлюднити на своєму веб-сайті інформацію щодо місця, дати та часу проведення відповідного Аукціону, а також усіх умов, за яких він буде проведений.

• Для добового Аукціону Резервною процедурою є зміна засобів подачі Пропозицій. Вони подаються на електронну пошту Оператора системи передачі. Оператор системи передачі в найкоротший термін після оприлюднення повідомлення про перехід на Резервну процедуру повинен оприлюднити на своєму веб-сайті вичерпну інформацію щодо строків та умов проведення відповідного добового Аукціону.

15.4. Якщо умови, передбачені Резервною процедурою проведення Аукціонів не можуть бути реалізовані вчасно для даного Аукціону, цей Аукціон скасовується, про що Оператор системи передачі повідомляє Постачальників допоміжних послуг в цей день.

16. Визначення Результатів аукціону та розподілення Резерву потужності

16.1. Результати аукціону визначаються відповідно до наступних принципів:

а). Якщо загальний Резерв потужності згідно з поданими та допущеними до аукціону Пропозиціями Резерву дорівнює або менший за необхідний Резерв відповідного продукту, що пропонується на аукціоні, то всі Пропозиції Резервів акцептуються і повинні бути оплачені за відповідними Цінами Пропозицій Резерву.

б). Якщо загальний Резерв потужності згідно з поданими та допущеними до Аукціону Пропозиціями Резерву перевищує необхідний Резерв відповідного продукту, що придбавається на Аукціоні, найдешевші Пропозиції Резервів вибираються першими до того моменту, доки чергова Пропозиція Резерву повністю або частково не покриє необхідний Резерв. Всі акцептовані Пропозиції Резервів мають бути оплачені за відповідними Цінами Пропозицій Резервів.

16.2. Результати аукціону отримуються шляхом застосування для кожного Продукту Аукціону наступного розрахункового алгоритму Аукціонної Платформи:

а). Спочатку, для кожного продукту Аукціону Оператор системи передачі вибудовує ранжир Пропозицій Резерву у порядку зростання Ціни Пропозиції Резерву;

б). Тільки Пропозиції, які відповідають умовам пункту 13 цього Розділу, враховуються в цьому ранжирі;

в). Відбирається Пропозиція(ї) з найменшою(-ми) ціною, отримані на Резервну потужність, яка (які) не перевищують необхідний Резерв. Потім залишковий пропонований Резерв Потужності розподіляється Учаснику(ам) Ринку, який (які) подав наступну найнижчу Ціну Пропозиції Резерву, якщо пропонований Резерв не перевищує залишковий (непокритий) необхідний Резерв; цей процес

далі повторюється для решти необхідного Резерву, що залишився непокритим. г). Якщо Пропозиція Резерву відповідно до наступної найнижчої Ціни Пропозиції, дорівнює або більше, ніж залишковий необхідний Резерв, Пропозиція Резерву відбирається повністю або частково в межах величини обсягу залишкового необхідного Резерву.

д). Якщо два (2) або більше Учасників ринку подали Пропозиції Резервів з однаковою Ціною Пропозиції Резерву, на загальну суму Резерву, що перевищує залишковий необхідний Резерв, залишковий необхідний Резерв розподіляється пропорційно обсягам потужності, зазначеним у Пропозиціях Резерву цих Учасників ринку. В разі нецілих чисел, отримані після пропорційного розподілу потужності округлюються до найменшого цілого числа в МВт. При цьому, у такому випадку залишкові обсяги потужності, що вивільнились після округлення, розподіляються тому Учаснику ринку, хто приймав участь в пропорційному розподілі залишкових обсягів Резерву та перший в часі подав Пропозицію Резерву.

д). Якщо два (2) або більше Учасників ринку подали Пропозиції Резервів з однаковою Ціною Пропозиції Резерву, на загальну суму Резерву, що перевищує залишковий необхідний Резерв, залишковий необхідний Резерв розподіляється пропорційно обсягам потужності, зазначеним у Пропозиціях Резерву цих Постачальників допоміжних послуг. В разі нецілих чисел, отримані після пропорційного розподілу потужності округлюються до найменшого цілого числа в МВт. При цьому, у такому випадку залишкові обсяги потужності, що вивільнились після округлення, розподіляються тому Учаснику ринку, хто приймав участь в пропорційному розподілі залишкових обсягів Резерву та перший в часі подав Пропозицію Резерву.


16.3. Резерв Потужності вважається розподіленим Постачальнику допоміжних послуг починаючи з часу, коли Постачальник допоміжних послуг був проінформований про Результати аукціону та період оскарження Результатів аукціону завершився. У разі, якщо Аукціон не був успішно проведений, застосовується пункт 14 цього Розділу.

16.3. Резерв Потужності вважається розподіленим Постачальнику допоміжних послуг починаючи з часу, коли Постачальник допоміжних послуг був проінформований про Результати аукціону та період оскарження Результатів аукціону завершився. У разі, якщо Аукціон не був успішно проведений, застосовується пункт 15 цього Розділу.

Резервна процедура – п. 15

17. Повідомлення про Результати аукціону 17.1. Після кожного Аукціону кожному Постачальнику допоміжних послуг надається інформація про Результати аукціону через Аукціонну платформу або електронною поштою та/або іншими засобами зв'язку.

17.2. Оператор системи передачі повідомляє Результати аукціону Постачальникам допоміжних послуг і Адміністратору Розрахунків, із зазначенням Резервів Потужності, розподілених Постачальнику допоміжних послуг для кожного продукту і кожної за часом та Постачальником допоміжних полуг Ціни Пропозиції Резерву, відповідно до формату, визначеного у документації, що оприлюднена на веб-сайті Оператора системи передачі. Якщо Аукціонна платформа недоступна, інформація про Результати аукціону надсилається Постачальнику допоміжних послуг по електронній пошті та/або іншими засобами зв'язку.

18. Період оскарження 18.1. Постачальники допоміжних послуг можуть оскаржити Результати аукціону не пізніше ніж впродовж одного (1) Робочого дня після того як Результати аукціону були доведені до відома Постачальника допоміжних послуг.

18.2. Оскарження Постачальником допоміжних послуг має бути надіслано на електронну пошту Оператора системи передачі і передано офіційним листом до Оператора системи передачі.

18.3. Оператор системи передачі повинен надати відповідь Постачальнику допоміжних послуг не пізніше, ніж впродовж двох (2) Робочих днів з моменту отримання офіційного листа.

18.4. Після отримання відповіді від Оператора системи передачі щодо оскарження Постачальника допоміжних послуг Результатів аукціону, Постачальник допоміжних послуг протягом

одного (1) Робочого дня повинен надіслати повідомлення в довільній формі на електронну пошту Оператору системи передачі щодо закриття такого оскарження або, в разі незгоди з роз’ясненнями Оператора системи передачі, вирішувати цей спір в судовому порядку згідно з чинним законодавством. 18.5. Ненадання повідомлення щодо закриття оскарження у визначений попереднім підпунктом строк означатиме, що цей Постачальник допоміжних послуг вважається таким, що відмовився від будь-якого оскарження.

18.6. Якщо Постачальник допоміжних послуг не оскаржує Результати аукціону у визначений підпунктом 17.1 цієї Глави строк, Постачальник допоміжних послуг вважається таким, що погоджується з відповідними Результатами аукціону.

18.6. Якщо Постачальник допоміжних послуг не оскаржує Результати аукціону у визначений підпунктом 18.1 цієї Глави строк, Постачальник допоміжних послуг вважається таким, що погоджується з відповідними Результатами аукціону.

Невірне посилання

19. Повідомлення розподілених обсягів Резервів Постачальниками допоміжних послуг

19.1. Оператор системи передачі здійснює управління електронною Платформою повідомлення Резервів, де всі Учасники ринку, яким була розподілена Резервна потужність за Результатами аукціонів, повинні повідомити відповідні обсяги для всіх Розрахункових періодів кожного Торгового дня у розрізі Одиниць постачання Допоміжних послуг.

19.1. Оператор системи передачі здійснює управління електронною Платформою повідомлення Резервів, де всі Постачальники допоміжних послуг, яким була розподілена Резервна потужність за Результатами аукціонів, повинні повідомити відповідні обсяги для всіх Розрахункових періодів кожного Торгового дня у розрізі Одиниць постачання Допоміжних послуг.


19.2. Електронна Платформа повідомлення Резервів повинна бути відкрита для повідомлень розподілених обсягів Резервів з часу оприлюднення результатів відповідного річного, місячного, квартального, тижневого Аукціону до 09:00 за день до Торгового дня d для всіх Розрахункових періодів Торгового дня d.

19.3. Повідомлення має бути зроблене Постачальниками допоміжних послуг, які розміщують у кожний Розрахунковий період Торгового дня обсяг Резерву на Генеруючій одиниці / Диспетчеризованому навантаженні, так, щоб забезпечити розподілений продукт Резерву відповідно до Результатів аукціону або відповідно до регульованого Типового договору на придбання Резервів. Розподілення усіх типів Резервів повинно відповідати розподіленим на відповідному Аукціоні або задекларованим під час кваліфікації та наявних на період надання ДП, у разі купівлі ДП за ціною, розрахованою за методикою, затвердженою Регулятором, Генеруючим одиницям / Диспетчеризованому навантаженню.

19.4. Постачальники допоміжних послуг під час процесу повідомлення повинні також заявити Генеруючі одиниці / Диспетчеризоване навантаження, які забезпечують (за обов’язком) резерви з РПЧ і відповідні обсяги, встановлені на кожній з таких одиниць на кожен Розрахунковий період Торгового дня.

19.5. В процесі Повідомлення Резервів, Оператор системи передачі повинен автоматично перевіряти точну відповідність поданих Учасниками Повідомлень Результатам аукціонів. У разі, якщо заявлені Резерви не у повній мірі співпадають з відповідними Результатами аукціонів, Повідомлення автоматично відхиляється Платформою повідомлення Резервів, і Постачальник допоміжних послуг інформується про виявлене неспівпадіння.

19.6. Крім того, після отримання Графіка навантаження, який відповідно до п.5.1 розділу 2 глави 1 Правил ринку надається Учасником ринку, що виступає в роді Постачальника ДП, ОСП після проведення операції на РДД, Оператор системи передачі перевіряє

відповідність Повідомлень Резервів Зареєстрованій потужності кожного Постачальника допоміжних послуг, приймаючи до уваги усю потужність, яка заявлена для поставки за Двосторонніми договорами, а також усі Декларації неготовності. У разі, якщо номінований Резерв не доступний через вищезазначені обмеження, то Повідомлення автоматично відхиляється, і Постачальник допоміжних послуг повідомляється про виявлене неспівпадіння. У випадку якщо інтервал часу між відхиленням Повідомлення і часом закриття воріт на ринку ДП дозволяє здійснити закупівлю ДП у іншого Постачальника ДП, ОСП закуповує ДП у іншого Постачальника ДП. 19.7. У разі, якщо Постачальник допоміжних послуг отримав інформацію про відхилення його Повідомлення Резерву, Учасник може повторно подати Повідомлення. Таке Повідомлення вважається чинним за умови, якщо воно було подано до 09:00 за день до Торгового дня d і воно подано у відповідності з усіма іншими положеннями пункту 18 цього Розділу.

19.8. У разі, якщо Постачальник допоміжних послуг до 09:00 за день до Торгового дня d, (окрім випадку, коли причини ненаданання від нього не залежали), не подав Повідомлення Резерву згідно з результатами відповідного Аукціону, то ОСП має застосувати до нього санкції у вигляді штрафу розміром 1000 (одна тисяча) неоподаткованих мінімумів при першому такому порушенні. В разі повторного порушення ОСП може, додатково до штрафу, застосувати до нього санкції у вигляді вилучення з Рєестру Учасників ринку.

19.8. У разі, якщо Постачальник допоміжних послуг до 09:00 за день до Торгового дня d, (окрім випадку, коли причини ненаданання від нього не залежали), не подав Повідомлення Резерву згідно з результатами відповідного Аукціону, то ОСП має застосувати до нього фінансову санкцію розміром 1000 (одна тисяча) неоподаткованих мінімумів при першому такому порушенні. В разі повторного порушення ОСП може, додатково до штрафу, застосувати до нього санкції у вигляді вилучення з Рєестру Постачальників допоміжних послуг.


20. Проведення Розрахунків з Постачальниками допоміжних послуг

20.1. У разі, якщо номіновані Генеруючі одиниці/Диспетчеризоване навантаження надають відповідний продукт Резерву в режимі реального часу, то відповідним Постачальникам допоміжних послуг здійснюється оплата за наданий Резерв на десятиденній основі Адміністратором розрахунків.

20.2. Правила розрахунку оплати Резервів визначаються Розділом 5 цих Правил ринку.

Глава 3: Закупівля Послуг з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії

Глава 3: Закупівля Послуг з регулювання напруги та реактивної потужності та Послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії

в режимі синхронного компенсатора (СК) – виключити привести у відповідність до закону

21. Роль Оператора системи передачі 21.1. Оператор системи передачі здійснює придбання Послуг з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послуг з забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії за регульованими договорами, укладеними на підставі Типового договору, затвердженого Регулятором.

21.1. Оператор системи передачі здійснює придбання Послуг з регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі синхронного компенсатора (СК)) та Послуг з забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії за договорами, укладеними на підставі Типового договору, затвердженого Регулятором.

Привести у відповідність до закону Регульовані договори не передбачені Законом

21.2. Роль Оператора системи передачі у цьому процесі включає наступні завдання:

а). Визначення Генеруючих одиниць, які повинні бути готовими надавати Послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії впродовж певного року;

а). Визначення Генеруючих одиниць, які повинні бути готовими надавати Послуги з регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі синхронного компенсатора (СК)) та Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії впродовж певного року;

Привести у відповідність до закону

б). обмін даними з Системою управління ринком з метою

передачі інформації щодо укладених договорів на ці послуги. 22. Кваліфікаційні критерії 22.1. Всі Учасники Ринку, що здійснюють управління Генеруючими одиницями, які мають здатність надавати Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, зобов'язані ініціювати встановлення тарифів на ці послуги Регулятором та укласти з ОСП відповідні договори за формою Типових договорів, затверджених Регулятором.

виключити Не відповідає назві пункту та протирічить вимогам Закону Регулятор відповідно до Закону не має повноважень встановлювати тарифи

23. Поведінка Учасників ринку 23.1. Первинна відмова від укладання відповідних договорів тягне за собою штраф у розмірі ста (100) мінімальних заробітних плат, встановлених на 01 січня року, в якому така відмова відбулася. Повторна відмова тягне за собою позбавлення відповідної Ліцензії Учасника ринку.

Виключити Правилами ринку визначено обовязковість участі на ринку ДП окремих типів виробників НЕ предмент правил ринку Виключити. Повторна відмова тягне за собою позбавлення відповідної Ліцензії Учасника ринку.

24. Розрахунок за Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії

24. Розрахунок за Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії

в режимі синхронного компенсатора (СК) – не відповідає Закону

24.1. Якщо Генеруючі Одиниці, були готовими надавати Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії впродовж місяця відповідного року, відповідному Постачальнику допоміжних послуг здійснюється оплата за надану Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії на щомісячній основі Адміністратором Розрахунків.

24.1. Якщо Генеруючі Одиниці, були готовими надавати Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі в режимі синхронного компенсатора (СК)) та/або Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії впродовж місяця відповідного року, відповідному Постачальнику допоміжних послуг здійснюється оплата за надану Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії на щомісячній основі Адміністратором Розрахунків.

Привесту у відповідність до Закону

24.2. Правила розрахунку за Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії визначені в Розділі 5 цих Правил ринку.

24.2. Правила розрахунку за Послугу з регулювання напруги та реактивної потужності (у тому числі, в режимі синхронного компенсатора (СК)) та Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії визначені в Розділі 5 цих Правил ринку.

Привесту у відповідність до Закону

Розділ 4 Глава 1: Введення в Балансуючий ринок реального часу 1. Загальні положення 1.1. Цей Розділ встановлює: а). Роль Оператора системи передачі в Балансуючому ринку реального часу;

а) Роль Оператора системи передачі в Балансуючому ринку реального часу;

ЗУ 2019 визначає балансуючий ринок як балансуючий ринок, який в свою чергу здійснює балансування в реальному часі а не як балансучуючий ринок реального часу. Пропонується виключити словосполучення «реального часу» у найменуванні Балансуючого ринку у всіх нормах Правил ринку.

б). Зобов‘язання Постачальників послуг з балансування та Оператора системи передачі (також в його ролі як Адміністратора Розрахунків) в контексті Балансуючого ринку реального часу;

б) Права та обов`язки постачальників послуг з балансування та Оператора системи передачі (також в його ролі як Адміністратора Розрахунків) в контексті Балансуючого ринку

Редакційне уточнення: У відповідності до ЗУ 2019 учасники балансуючого ринку мають не лише обов`язки а й права

в). Взаємозв’язок Внутрішньодобового ринку з Балансуючим ринком реального часу;

в) Взаємозв’язок Внутрішньодобового ринку з Балансуючим ринком ЗУ 2019 визначає балансуючий ринок як балансуючий ринок, а не як балансучуючий ринок реального часу.

г). Вхідні дані та визначення результатів Балансуючого ринку реального часу;

Не є можливим прийняти в такій редакції оскільки відсутнє визначення результату Балнсуючого ринку.

д). Результати Балансуючого ринку реального часу; Не є можливим прийняти в такій редакції оскільки відсутнє визначення

результату Балнсуючого ринку. е). Диспетчерські команди, надані Постачальникам послуг з балансування;

е). Порядок надання Оператором системи передачі диспечерських команд Постачальникам послуг з балансування;

Редакційне уточнення.

ж). Записи та звіти відносно диспетчерських процедур; Ж) порядок ведення записів та звітиів відносно диспетчерських процедур;

з) Порядок надання послуг з балансування споживачами; Необхідність встановлення у правилах ринку порядку надання послуг з балансування споживачами; визначена ч.2. ст. 68 ЗУ 2019, що в свою чергу тягне за собою необхідність посилання на визначення такого порядку у преамбулі до розділу правил ринку що регулює балансуюючий ринок та встановити такі положення, шляхом затвердження відповідного розділу.

и) Порядок ціноутворення на балансуючому ринку; Необхідність встановлення у правилах ринку порядку ціноутворення на балансуючому ринку; визначена ч.6. ст. 68 ЗУ 2019, що в свою чергу тягне за собою необхідність посилання на визначення такого порядку у преамбулі до розділу правил ринку що регулює балансуюючий ринок та встановити такі положення, шляхом затвердження відповідного розділу.

ї) Вимоги до постачальника послуг з балансування; Необхідність встановлення у правилах ринку вимог до постачальника послуг з балансування; визначена ч.2. ст. 68 ЗУ 2019, що в свою чергу тягне за собою необхідність посилання на визначення таких вимог у преамбулі до розділу правил ринку що регулює балансуюючий ринок та встановити такі положення, шляхом затвердження відповідного розділу.

й) Порядок розрахунків між учасниками ринку, що здійснюють свою діяльність на балансуючому ринку

Необхідність встановлення у правилах ринку порядку реєстрації постачальників послуг з балансування адміністратором розрахунків визначена ч.7 ст. 68 ЗУ 2019, що в свою чергу тягне за собою необхідність посилання на визначення такого порядку у преамбулі до розділу правил ринку що регулює балансуюючий ринок та встановити такі положення, шляхом затвердження відповідного розділу.

1.2. Балансуючий ринок реального часу – це ринок для закупівлі та активації Балансуючої енергії в реальному часі, балансування виробництва та споживання з урахуванням всіх актуальних станів Системи реального часу. Балансуючий ринок реального часу уточнює погодинні Остаточні повідомлення фізичного відпуску/відбору на більш детальному рівні, для відображення постійних змін в навантаженні Системи, так само як і змін у доступності ресурсів та станів Системи, які могли виникнути після надання повідомлень по Розрахунковому періоду.

Пропонується виключити

ЗУ 2019 визначає балансуючий ринок як балансуючий ринок, а не як балансучуючий ринок реального часу. Визначення балансуючого ринку надано ЗУ 2019, тому дублювати його не потрібно.

1.3. Інтервал Одиниці реального часу (ОРЧ) для Балансуючого ринку реального часу складає (15) хвилин.

1.3. Інтервал Одиниці реального часу (ОРЧ) для Балансуючого ринку реального часу складає (60) хвилин.

Період інтеграції приладів обліку має визначатися Кодексом комерційного обліку електричної енергії та складати 60 хв, необхідне переналаштування приладів обліку, заміна, переналаштування ПЗ АСКОЕ.

1.4. Балансуючий ринок реального часу за основу свого функціонування приймає зобов’язання Генеруючої одиниці/Блоку ТЕЦ/ВДЕ Установки/Диспетчеризованого навантаження відповідно до Остаточних повідомлень фізичного відпуску/відбору та Графіків виробництва, поданих одразу після закриття ВДР. Балансуючий ринок реального часу не здійснює перегляд та не змінює такі зобов’язання – Балансуючий ринок реального часу є процесом економічної диспетчеризації.

1.4 Балансуючий ринок за основу свого функціонування приймає зобов’язання Генеруючої одиниці/Блоку ТЕЦ/ВДЕ Установки/Диспетчеризованого навантаження відповідно до Остаточних повідомлень фізичного відпуску/відбору та Графіків виробництва, поданих одразу після закриття ВДР.

Редакційне уточнення. Норма права повинна встановлювати права та обовязки а не тлумачити їх.

1.5. Балансуючий ринок реального часу не здійснює 1.5 Балансуючий ринок не здійснює придбання додаткових Резервів; Редакційне уточнення

придбання додаткових Резервів; графіки РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, які номіновані за день до торгового дня d, залишаються чинними упродовж кожного Розрахункового періоду Торгового дня d.

графіки РПЧ, аРВЧ, рРВЧ та РЗ, які номіновані за день до торгового дня d, залишаються чинними упродовж кожного Розрахункового періоду Торгового дня d.

1.6. Балансуючий ринок реального часу управляється Оператором системи передачі окремо для кожної синхронної Зони ОЕС України, що визначаються Оператором системи передачі.

1.6 Балансуючий ринок управляється Оператором системи передачі окремо для кожної синхронної Зони ОЕС України, що визначаються Оператором системи передачі.

Редакційне уточнення

2. Продукти 2.1. Продукти, що закуповуються та активуються на Балансуючому ринку реального часу є Балансуюча енергія навантаження та розвантаження від Постачальників послуг з балансування.

2.1 На балансуючому ринку здійснюється купівля продаж електричної енергії для врегулювання для балансування в реальному часі обсягів виробництва та імпорту електричної енергії і споживання та експорту електричної енергії та системних обмежень в ОЕС України

Приведено у відповіднсіть до визначення наданого ст. 1 ЗУ 2019

3. Участь в Балансуючому ринку 3.1. Для надання послуг з балансування Учасники ринку повинні укласти з Оператором системи передачі договір про участь у балансуючому ринку, типова форма якого затверджується Регулятором. Проект такого договору надається Оператором системи передачі Учаснику ринку після його реєстрації, проведеної відповідно до вимог п.4 Розділу 1 цих Правил ринку, і цей договір повинен бути укладений протягом 10 календарних днів з дати його направлення Оператором системи передачі. Не укладання такого договору Учасником ринку буде означати порушення ним цих правил.

Процедуру уклдення договору слід розширити, зокрема: - Встановити обовязок повернення підписаного договору - Час протягом якого повинен бути укладений та повернений договір повинен бути визначений від дня отримання. Споживачі є учасниками ринку, проте не зобовязані укладати договір про участь у балансуючому ринку оскільки постачальники є відповідальними за баланс.

3.2. Участь в Балансуючому ринку реального часу обов’язкова для всіх Постачальників послуг з балансування, які управляють Генеруючими Одиницями, в обсягах всієї їхньої залишкової доступної потужності для забезпечення Балансуючої енергії на завантаження та розвантаження, незалежно від факту продажу (непродажу) будь-якого типу Резерву. Таке зобов’язання не поширюється на ВДЕ Установки, оскільки для них відповідний Постачальник послуг з балансування залишає за собою можливість подання пропозицій на Балансуючу енергію. Атомні Генеруючі Одиниці для постачання Балансуючої енергії можуть заявити дві робочі зони з двома різними швидкостями зміни навантаження – одну для швидкого навантаження/розвантаження, іншу для повільної зміни навантаження.

3.2 Участь в Балансуючому ринку реального часу обов’язкова для всіх Постачальників послуг з балансування, які управляють Генеруючими Одиницями, в обсягах всієї їхньої залишкової доступної потужності для забезпечення Балансуючої енергії на завантаження та розвантаження, незалежно від факту продажу (непродажу) будь-якого типу Резерву. Таке зобов’язання не поширюється на ВДЕ Установки, оскільки для них відповідний Постачальник послуг з балансування залишає за собою можливість подання пропозицій на Балансуючу енергію. Атомні Генеруючі Одиниці для постачання Балансуючої енергії можуть заявити дві робочі зони з двома різними швидкостями зміни навантаження – одну для швидкого навантаження/розвантаження, іншу для повільної зміни навантаження.


3.3. Для Диспетчеризованого навантаження участь у Балансуючому ринку реального часу добровільна. Обов‘язок брати участь у Балансуючому ринку реального часу виникає у випадку, якщо Диспетчеризоване навантаження обране для надання Резервів, в цьому випадку воно зобов’язане подавати на Балансуючий ринок реального часу Пропозиції на балансуючу енергію, що відповідають обсягам обраного Резерву.

3.3 Для Диспетчеризованого навантаження участь у Балансуючому ринку реального часу добровільна. Обов‘язок брати участь у Балансуючому ринку реального часу виникає у випадку, якщо Диспетчеризоване навантаження обране для надання Резервів, в цьому випадку воно зобов’язане подавати на Балансуючий ринок реального часу Пропозиції на балансуючу енергію, що відповідають обсягам обраного Резерву.

Необхідно надати визначення Диспетчеризованого навантаження

4. Роль Оператора системи передачі 4.1. В частині Балансуючого ринку реального часу Оператор системи передачі повинен:

4.1 В частині Балансуючого ринку реального часу Оператор системи передачі повинен:

а). збирати телевимірювання в реальному часі відпуску/відбору потужності Постачальників послуг з балансування;

а). збирати показники лічильників та дані телевимірювання в реальному часі відпуску/відбору потужності Постачальників послуг з балансування;

Ринкове балансування, управління балансом, балансування попиту і пропозиції в режимі реального часу та подальші комерційні операції (розрахунки на балансуючому ринку) з Постачальниками послуг балансування повинні проводитися лише за даними комерційного обліку електричної енергії (лічильниками комерційного обліку електричної енергії). Дані телефімірювання використовувати як технічні. Методика моніторингу ДП має визначити вимірювальне обладнання за яким відбуваються фіксація/вимірювання ДП, включати критерії

визначення якості надання ДП. Алгоритм приведення даних телевимірювання до даних комерційного обліку (для потреб моніторингу в часовому інтервалі).

б). здійснювати короткостроковий Прогноз загального навантаження (для кожного ОРЧ 15-хвилинного інтервалу);

б). здійснювати короткостроковий Прогноз загального навантаження (для кожного ОРЧ 60-хвилинного інтервалу);


в). здійснювати короткостроковий Прогноз відпуску ВДЕ (для кожного ОРЧ 15-хвилинного інтервалу) для всіх Одиниць ВДЕ, які не є Постачальником послуг з балансування.

в). здійснювати короткостроковий Прогноз відпуску ВДЕ (для кожного ОРЧ 60-хвилинного інтервалу) для всіх Одиниць ВДЕ, які не є Постачальником послуг з балансування.


г). здійснювати управління внутрішніми обмеженнями Системи шляхом видачі Диспетчерських команд Постачальникам послуг з балансування;

д). керувати Балансуючим ринком реального часу та досягати результатів диспетчеризації в реальному часі через Постачальників послуг з балансування;

Пропонується визначити, що завданням ОСП на балансуючому ринку є балансування в реальному часі обсягів виробництва та імпорту електричної енергії і споживання та експорту електричної енергії, врегулювання системних обмежень в об'єднаній енергетичній системі України а не досягнення «результатів»

е). формувати та надсилати Постачальникам послуг з балансування відповідні Диспетчерські команди;

ж). відслідковувати виконання Постачальниками послуг з балансування Диспетчерських команд;

з). управляти та використовувати Диспетчерську інформаційно-адміністративну систему;

и). публікувати статистику та інформацію щодо результатів Балансуючого ринку Реального часу та відповідних Диспетчерських команд;

к). пропонувати необхідні заходи для підвищення ефективності Диспетчерських процедур;

л). готувати та оновлювати, коли це необхідно, Керівництво з балансуючого ринку, яке повинно бути погоджене Регулятором; та

Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

м). здійснювати всі інші дії, які вимагаються цими Правилами ринку.

м). здійснювати всі інші дії, обовязковість яких передбачена Правилами ринку та/або законодавством України.

5. Обов’язки Учасників ринку щодо Балансуючого ринку реального часу

5.1. В частині Балансуючого ринку реального часу, Постачальники послуг з балансування повинні вживати всіх необхідних заходів для забезпечення готовності їхнього устаткування до роботи відповідно до їх Заявлених характеристик та, зокрема, подавати Графіки Виробництва/Споживання і виконувати Диспетчерські команди, надані Оператором системи передачі.

5.2. Для кожного випадку одразу після виникнення події, яка призвела до зміни Доступної потужності, відповідно до Розділу 8 даних Правил Ринку Постачальники послуг з балансування повинні подавати Декларації про Часткову та Повну неготовність відповідно до Кодексу системи передачі (що визначено у Керівництві з балансуючого ринку).


5.3. Оператор ринку надає ОСП інформацію про договірні обсяги купівлі/продажу електричної енергії для кожного Розрахункового періоду за результатами Ринку “на добу наперед” та Внутрішньо

Виключити Як використовується ця інформація для БР, якщо портфельна основа?

добового ринку. Глава 2: Обов’язки ОСП та Гарантованого покупця щодо прогнозування

6. Прогноз навантаження 6.1. Для цілей Прогнозу навантаження Оператор системи передачі використовує наступну інформацію за Розрахунковими періодами Торгового дня, на який формується прогноз:

6.1 Для цілей Прогнозу навантаження Оператор системи передачі використовує наступну інформацію (інформація має бути відкритою для всіх учасників ринку електричної енергії) за Розрахунковими періодами Торгового дня, на який формується прогноз:

Ця інформація повинна бути відкритою для всіх учасиків ринку

а). історичні дані щодо Загального навантаження та статистичні дані щодо зміни навантаження за категоріями споживання енергії;

б). прогнози погодних умов, історичні дані про навантаження в схожих погодних умовах, а також порівняльну статистику та взаємозалежність навантаження і параметрів погодних умов;

в). події, про які Оператор системи передачі знає заздалегідь, у відповідності з Кодексом системи передачі та Кодексом розподільчих мереж;

г). заплановані роботи на електроустановках Відбору та/або у Системі передачі / Системі розподілу, які можуть впливати на середнє погодинне навантаження;

д). прогноз транскордонного обміну для кожного Розрахункового періоду Торгового дня; та

е). іншу зібрану та/або надану інформацію Оператору системи передачі.

6.2. Прогноз навантаження відноситься до Межі Системи передачі та Системи розподілу і Межі Системи передачі та Системи передачі суміжних країн і оцінюється для кожного Розрахункового періоду Торгового дня.

6.3. Прогноз загального навантаження на Розрахунковий період повинен бути оприлюднений щонайменше за 1 годину до закриття воріт Ринку “на добу наперед” та повинен оновлюватися кожні 8 годин.

6.3 Прогноз загального навантаження на Розрахунковий період повинен бути оприлюднений на офіційному сайті ОСП щонайменше за 1 годину до закриття воріт Ринку “на добу наперед” та повинен оновлюватися кожні 8 годин.

За для ефективного функціонування пункту є необхідним визначити де саме повиннна бути оприлюднена така інформація. Необхідно унініфкувати термін «прогноз навантаження» по тексту Правил ринку або визначити термін «Прогноз загального навантаження»

6.4. Прогнози навантаження використовуються для розрахунку прогнозного небалансу Системи кожну годину на чотири (4) години Торгового дня вперед, який вводиться в алгоритм розрахунку Балансуючого ринку реального часу згідно з пунктом 17 цього Розділу.

7. Прогноз ОСП відпуску електроенергії ВДЕ 7.1. В частині Прогнозу відпуску ВДЕ для Виробників ВДЕ, що працюють не за «зеленим» тарифом, Оператор системи передачі використовує наступну інформацію за Розрахунковими періодами Торгового дня, на який формується прогноз:

а). історичні дані Відпуску ВДЕ та статистичні дані в результаті їх обробки, згруповані з прогнозами погодних умов (швидкість вітру, сонячне випромінювання тощо)

б). історичні дані Відпуску ВДЕ при аналогічних погодних умовах, а також порівняльна статистика та взаємозалежність Відпуску ВДЕ і параметрів погодних умов

в). Доступна потужність ВДЕ Установок по технологіям ВДЕ та по географічним регіонам;

г). Прогнози по ВДЕ Установкам, що працюють за

«зеленим» тарифом, подані згідно з пунктом 8 цього Розділу; д). іншу інформацію, зібрану та/або повідомлену Оператору системи передачі.

7.2. Прогноз Відпуску ВДЕ відображає прогнозний сумарний відпуск електроенергії ВДЕ Установок, які приєднані до Системи передачі або до Системи розподілу та обладнані погодинними ТКО, та виконується для кожного Розрахункового періоду Торгового дня.

7.3. Прогноз Відпуску ВДЕ повинен бути оприлюднений щонайменше за 1 годину до закриття воріт РДН та повинен оновлюватися кожні 8 годин.

7.3 Прогноз Відпуску ВДЕ повинен бути оприлюднений на офіційному сайті ОСП щонайменше за 1 годину до закриття воріт РДН та повинен оновлюватися кожні 8 годин.

За для ефективного функціонування пункту є необхідним визначити де саме повиннна бути оприлюднена така інформація.

7.4. Прогноз Відпуску ВДЕ використовується для розрахунку прогнозного небалансу Системи кожну годину на чотири (4) години Торгового дня вперед, який вводиться в алгоритм розрахунку Балансуючого ринку реального часу, відповідно до пункту 17 цього Розділу.

7.5. Використання даних, як передбачено у пункті 7.3, повинно здійснюється за умови, що частка Відпуску ВДЕ Виробниками ВДЕ (що працюють поза «зеленим» тарифом) перевищує 1% від сумарного річного виробництва електроенергії. До того, Балансуючий ринок реального часу бере до уваги тільки небаланс, спричинений Одиницями ВДЕ, які працюють за «зеленим» тарифом, представлені Гарантованим покупцем відповідно до пункту 8 цього Розділу.

За для ефективного функціонування пункту є необхідним визначити від якої велични розраховується 1% сумарного річного виробництва електроенергії.

8. Прогноз ВДЕ Гарантованим покупцем 8.1. Гарантований покупець має подавати Оператору системи передачі оновлені прогнози ВДЕ Установок, які він представляє. Цей прогноз буде використовуватися в алгоритмі розрахунку Балансуючого ринку реального часу. Такий прогноз повинен подаватися для кожного Розрахункового періоду Торгового дня D до 20:00 за день до Торгового дня d. Такий прогноз повинен оновлюватися регулярно не рідше ніж [4] години для Розрахункових періодів, що залишилися в Торговому дні D.

8.1 Гарантований покупець має подавати Оператору системи передачі прогнози ВДЕ Установок, які він представляє для кожного Розрахункового періоду Торгового дня D до 20:00 за день до Торгового дня d. Гарантований покупець повинен регулярно оновлювати наданий прогноз ВДЕ, проте не рідше ніж 4 години для години для Розрахункових періодів, що залишилися в Торговому дні D.


8.2. Відносно Прогнозу ВДЕ для ВДЕ Установок, що працюють за «зеленим» тарифом, Гарантований покупець приймає до уваги наступну інформацію за Розрахункові періоди Торгового дня, на який формується прогноз:

а). історичні дані Відпуску ВДЕ та статистичні дані в результаті їх обробки поєднані з прогнозами погодних умов (швидкість вітру, сонячне випромінювання тощо);

б). історичні дані Відпуску ВДЕ при аналогічних погодних умовах, а також порівняльна статистика та взаємозалежність Відпуску ВДЕ і параметрів погодних умов; та

в). Доступна потужність Одиниць ВДЕ, що працюють за «зеленим» тарифом, – по технологіям ВДЕ та по географічним регіонам.

8.3. Прогноз ВДЕ відображає прогнозні сумарні обсяги відпуску Одиниць ВДЕ, що працюють за «зеленим» тарифом, які приєднані до Системи передачі або до Системи розподілу та мають погодинні ТКО, і формується по кожному Розрахунковому періоду Торгового дня. Прогноз Відпуску ВДЕ приводиться до Межі Системи передачі та Системи розподілу.

8.4. Прогноз ВДЕ береться до уваги Оператором системи передачі для розрахунку прогнозного небалансу Системи за

Розрахунковий період Торгового дня, який вводиться в алгоритм розрахунку Балансуючого ринку реального часу, відповідно до пункту 17 цього Розділу. Глава 3: Робота Балансуючого ринку 9. Остаточне повідомлення фізичного відпуску/відбору та перевірка їхньої достовірності

9.1. Після отримання результатів Внутрішньодобового ринку, Учасники ринку, які мають законтрактовані обсяги за Двосторонніми договорами та/або на Ринку “на добу наперед” та/або Внутрішньодобовому ринку, подають до Системи управління ринком для кожного Розрахункового періоду:

Закотрактовані обсяги – визначення що надає можливість неоднорідного тулмачення, пропонується змінити.

а). Остаточні повідомлення фізичного відпуску для кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/групи Одиниць ВДЕ/Агрегатора розподіленої генерації, які вони представляють, як сумарний запланований обсяг відпуску електроенергії кожною Генеруючою одиницею/Одиницею ТЕЦ/ одиницею ВДЕ/групою Одиниць ВДЕ/Агрегатором розподіленої генерації відповідно до обсягів зобов’язань за Двосторонніми договорами, Ринку “на добу наперед” та/або Внутрішньодобовому ринку;

а). Остаточні повідомлення фізичного відпуску для кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/групи Одиниць ВДЕ/Агрегатора розподіленої генерації (з урахуванням резервів Генеруючої одиніці на покриття загальностанційних власних потреб), які вони представляють, як сумарний запланований обсяг відпуску електроенергії кожною Генеруючою одиницею/Одиницею ТЕЦ/ одиницею ВДЕ/групою Одиниць ВДЕ/Агрегатором розподіленої генерації відповідно до обсягів зобов’язань за Двосторонніми договорами, РДН та ВДР

Величина, що визначається окремо для кожної Генеруючої одиниці електростанції виробника відповідно до заявлених технічних характеристик обладнання. Розподіл загальностанційних власних потреб між кожною Генеруючою одиницею виконується математично, шляхом пропорційного співвідношення фізичного виробітку кожної Генеруючої одиниці до фізичного виробітку електростанції виробника. Графік фізичного відпуску Генеруючої одиниці складається з величини фізичного виробітку Генеруючої одиниці та величини резерву Генеруючої одиниці на покриття загальностанційних власних потреб виробника.

б). Остаточні повідомлення фізичного відбору для Рахунку відбору представлені у вигляді суми всіх запланованих обсягів споживання електроенергії по Зонах відповідно до зобов’язань за Двосторонніми договорами, Ринку “на добу наперед” та/або Внутрішньодобовому ринку;

в). Остаточне повідомлення імпорту та Остаточне повідомлення експорту окремо для кожного Міждержавного перетину.

9.2. Гарантований покупець надає до Системи управління ринком для кожного Розрахункового періоду Остаточне повідомлення фізичного відпуску в цілому по усіх Одиницях ВДЕ за «зеленим» тарифом, яких він представляє, як суму всіх обсягів, запланованих до відпуску цими одиницями під зобов’язання на Ринку двосторонніх договорів, Ринку “на добу наперед” та/або Внутрішньодобовому ринку.

9.3. Агрегатор ТЕЦ (для малих Одиниць ТЕЦ) або Учасник ринку, який представляє Одиниці ТЕЦ, подає до Системи управління ринком для кожного Розрахункового періоду Остаточне повідомлення фізичного відпуску для кожної Одиниці ТЕЦ. Обсяги, що відносяться до їхнього графіку теплопостачання під схемами підтримки, відображаються у складі Остаточного повідомлення фізичного відпуску та розрізняються з обсягами, які перевищують його графік теплопостачання.

9.4. Остаточне повідомлення фізичного відпуску/відбору та Остаточне повідомлення імпорту/експорту для Розрахункового періоду повинні бути подані не пізніше, ніж за [50] хвилин до Розрахункового періоду.

9.5. Обсяги купівлі-продажу електроенергії за результатами Внутрішньодобового ринку (після закриття Внутрішньодобового ринку) по Учаснику ринку повинні одразу в автоматичному режимі бути передані до Системи управління ринком для кожного Розрахункового періоду Торгового дня.

9.6. Система управління ринком буде перевіряти Остаточні повідомлення фізичних відпусків/відборів на їх відповідність

Обсяги купівлі-продажу електроенергії за результатами Внутрішньодобового ринку (після закриття Внутрішньодобового ринку)


фізичним можливостям відповідної Генеруючої одиниці, враховуючи замовлені Допоміжні послуги та вимоги щодо Технічного мінімуму виробництва.

по Учаснику ринку автоматично передаються передані до Системи управління ринком для кожного Розрахункового періоду Торгового дня.

Слід встановити Учасника ринку за допомогою якого процесу вони передаються та механізм передачі даних у разі їх автоматичного непередання – «резервний механізм»

9.7. Система управління ринком перевірить Остаточні повідомлення імпорту та Остаточні повідомлення експорту на відповідність правам на доступ до пропускної спроможності, яких набули Учасники ринку. За результатами перевірки Остаточних повідомлень імпорту/експорту стосовно прав на міждержавний перетин, Учасники ринку повинні отримати відповідні повідомлення про перевірку.

Система управління ринком перевіряє Остаточні повідомлення фізичних відпусків/відборів на їх відповідність фізичним можливостям відповідної Генеруючої одиниці, враховуючи замовлені Допоміжні послуги та вимоги щодо Технічного мінімуму виробництва.


9.8. У разі невиконання вимог п.9.6 та п.9.7 цього Розділу, відповідні Учасники ринку отримують автоматичне повідомлення від Системи управління ринком, і вони можуть переподати свої Остаточні повідомлення фізичних відпусків/відборів до закриття воріт – тобто за 50 хвилин до Розрахункового часу.

Система управління ринком перевіряє Остаточні повідомлення імпорту та Остаточні повідомлення експорту на відповідність правам на доступ до пропускної спроможності, яких набули Учасники ринку. За результатами перевірки Остаточних повідомлень імпорту/експорту стосовно прав на міждержавний перетин, Учасники ринку повинні отримати відповідні повідомлення про перевірку.

Редакційне уточнення. Необхідно визначити порядок направлення повідомлень учасникам ринку про проведення перевірки та встановити їх правовий статус.

9.9. У разі внесення Остаточних повідомлення фізичних відпусків/відборів на час закриття воріт всупереч вимогам п.9.6 та п.9.7 цього Розділу, Система управління ринком автоматично враховує ті позиції Остаточних повідомлень фізичних відпусків/відборів, за якими допущена невідповідність, як 0 (нуль).

Слід перефразувати. п. 9.6. та 9.7 встановлюють обовязки системи управління ринком. Слід визначити, що дані повідомлення Учасники ринку отримають у разі виявлення під час проведення перевірки встановленою п. 9.6 та 9.7.

10. Подання та підтвердження графіків виробництва та споживання

10.1. Одразу після закриття воріт на ВДР, Графіки Виробництва/Споживання повинні подаватись Оператору системи передачі у відповідності з Кодексом системи передачі усіма Постачальниками послуг з балансування.

10.2. Кожний Графік Виробництва/Споживання подається засобами та у формі, передбаченими Оператором системи передачі у Керівництві з балансуючого ринку, та має відображати рівень Виробництва/Споживання (у MВт) з інтервалом щонайменше 5 хвилин для кожного Розрахункового періоду, для якого подано Графік Виробництва/Споживання.

10.2 Кожний Графік Виробництва/Споживання подається засобами та у формі, передбаченими Оператором системи передачі у Керівництві з балансуючого ринку (є невід’ємною частиною Правил ринку), та має відображати рівень Виробництва/Споживання (у MВт) з інтервалом щонайменше 60 хвилин для кожного Розрахункового періоду, для якого подано Графік Виробництва/Споживання

Керівництві з балансуючого ринку потрібно розглядати як невід’ємну частину Правил ринку. Період інтеграції приладів обліку Генераторної одиниці (групи Генераторних одиниць) має визначатися Кодексом комерційного обліку електричної енергії та складати 60 хв. Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

10.3. Оператор системи передачі шляхом екстраполяції [або іншим аналогічним методом відповідно до Керівництва з балансуючого ринку, визначає рівень потужності у MВт, що очікується від кожного Постачальника послуг з балансування для кожної хвилини Розрахункового періоду.


10.4. Графік Виробництва/Споживання для Розрахункового періоду повинен бути поданим не пізніш ніж за 50 хвилин до Розрахункового періоду.

10.5. Графік виробництва кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/ групи Одиниць ВДЕ для Розрахункового періоду повинен відповідати обсягам енергії, що були вказані в Остаточному повідомленні фізичного відпуску Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/ групи Одиниць ВДЕ для того ж самого Розрахункового періоду.

10.5 Графік виробництва кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/ групи Одиниць ВДЕ (з урахуванням резервів Генеруючої одиніці на покриття загальностанційних власних потреб) для Розрахункового періоду повинен відповідати обсягам енергії, що були вказані в Остаточному повідомленні фізичного відпуску Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/ групи

Величина, що визначається окремо для кожної Генеруючої одиниці електростанції виробника відповідно до заявлених технічних характеристик обладнання. Розподіл загальностанційних власних потреб між кожною Генеруючою одиницею виконується математично, шляхом пропорційного співвідношення фізичного виробітку кожної Генеруючої одиниці до фізичного виробітку електростанції виробника.

Одиниць ВДЕ ( з урахуванням резервів Генеруючої одиніці на покриття загальностанційних власних потреб) для того ж самого Розрахункового періоду.

Графік фізичного відпуску Генеруючої одиниці складається з величини фізичного виробітку (виробництва) Генеруючої одиниці та величини резерву Генеруючої одиниці на покриття загальностанційних власних потреб виробника.

10.6. Графік виробництва кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/ групи Одиниць ВДЕ для Розрахункового періоду мають перевірятись та підтверджуватись Оператором системи передач, при цьому відповідне повідомлення про акцепт відповідному Постачальнику послуг з балансування надається лише за умови, що такий графік:

а). відповідає вимогам формату, заданому пунктом 10.2 цього Розділу

б). забезпечує погодинні обсяги електроенергії, рівні з відповідним Остаточним повідомленням фізичного відпуску

в). враховує замовлені Резерви по кожному типу Резерву; г). відповідає Зареєстрованим експлуатаційним характеристикам.

10.7. Графік споживання кожного Диспетчеризованого навантаження для Розрахункового періоду перевіряються та підтверджуються Оператором системи передач, при цьому відповідне повідомлення про акцепт відповідному Постачальнику послуг з балансування надається лише за умови, що такий графік:

а). відповідає вимогам формату, заданому пунктом 10.2 цього Розділу;

б). враховує законтрактовані Резерви по кожному типу Резерву;

в). відповідає Зареєстрованим експлуатаційним характеристикам

10.8. У випадку, якщо Графік виробництва або Графік споживання не підтверджений Оператором системи передач, Оператор системи передачі повинен надіслати відповідне повідомлення про відхилення. Графік виробництва або Графік споживання може переподаватись необмежену кількість разів до закриття воріт Балансуючого ринку. В роботу приймається останній поданий на час закриття воріт Балансуючого ринку Графік виробництва або Графік споживання. Подані після закриття воріт Балансуючого ринку Графіки виробництва або Графіки споживання не враховуються Оператором системи передачі, а відповідні відхилення повинні розглядатися як Небаланси для подальшого Розрахунку.

11. Надання Остаточних повідомлень фізичного відпуску/відбору Стороні, відповідальній за баланс

11.1. Сторони, відповідальні за баланс, отримують від Системи управління ринком:

а). Остаточні повідомлення фізичного відпуску для кожної Генеруючої одиниці /Одиниці ТЕЦ/Одиниці ВДЕ/групи Одиниць ВДЕ, які вони представляють, для кожного Розрахункового періоду

б). Остаточні повідомлення відбору по Зоні для кожного Рахунку Відбору, який вони представляють, для кожного Розрахункового періоду

в). окремо для кожного Міждержавного перетину, Остаточне повідомлення Імпорту та Остаточне повідомлення Експорту для кожного Рахунку імпорту та Рахунку експорту, які вони відповідно представляють.

11.2. Остаточне фізичне повідомлення відпуску/відбору надається ОСП відповідним Сторонам, відповідальним за баланс, та Адміністратору розрахунків впродовж 5 хвилин з моменту повідомлення відповідних обсягів Учасниками ринка після підтвердження Оператором системи передачі.

11.3. ОСП здіснює розрахунок очікуваного небалансу Учасника ринку, як різницю між сумарним обсягом, що зазначається у Остаточних повідомленнях відповідно до підпункту 11.1, та даних щодо ринкових обсягів за результатами Ринку двосторонніх договорів, Ринку “на добу наперед” та Внутрішньодобового ринку.

Дані ринку двосторонніх договорів отримуються ОСП від учасників ринку, а не безпосредньо з ринку. Прононується зробити посилання на п. 9.1

12. Подання Пропозицій на балансуючу енергію Постачальниками послуг з балансування

12.1. Постачальники послуг з балансування зобов‘язані подавати Пропозиції на балансуючу енергію Оператору системи передачі по кожній Генеруючій одиниці, якими вони оперують та які мають технічну можливість змінювати свої Графіки виробництва.

12.2. Пропозиції на балансуючу енергію повинні бути подані Оператору системи передачі Учасниками ринку для кожної Одиниці ВДЕ, якими вони оперують, або групи Одиниць ВДЕ у випадку Агрегаторів ВДЕ, за умови, що вони мають можливість змінювати свій Графік виробництва у відповідності до вимог Оператора системи передачі до надання Послуг з балансування, які зазначені в Кодексі системи передачі. Обов‘язок подавати Пропозиції на балансуючу енергію (у випадку, якщо Одиниці ВДЕ мають зобов‘язання по замовленим Послугам з балансування) описані в Кодексі системи передачі та Керівництві з балансуючого ринку.


12.3. Учасники ринку повинні подати Пропозиції на балансуючу енергію Оператору системи передачі для кожного Диспетчеризованого навантаження, яким вони управляють та яке має технічну можливість змінювати свій Графік споживання, у відповідності до вимог Оператора системи передачі до надання Послуг з балансування.

12.4. Пропозиції на балансуючу енергію є пропозиціями щодо відхилень від Графіку виробництва/споживання на збільшення або зменшення навантаження.

12.5. Учасники ринку зобов’язані подавати Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження по кожній їхній Генеруючій одиниці /Одиниці ТЕЦ/групі Одиниць ТЕЦ, зареєстрованих для балансування, для кожної ОРЧ Торгового дня на весь обсяг Балансуючої енергії на завантаження, які дорівнюють різниці між Доступною потужністю Генеруючого блоку, що залишилась, та його Графіком виробництва, незалежно від того, чи має Учасник ринку зобов’язання щодо забезпечення Резерву.

12.6. Учасники ринку зобов’язані подавати Пропозиції на балансуючу енергію на розвантаження, по кожній їхній Генеруючій одиниці /Одиниці ТЕЦ, які зареєстровані для балансування, для кожного Розрахункового періоду Торгового дня та для всього обсягу Балансуючої енергії, що дорівнює Графіку виробництва (до нульового виробництва), незалежно від того, чи має Учасник ринку зобов’язання щодо забезпечення Резерву.

12.7. Кожен Виробник ВДЕ, який експлуатує Одиниці ВДЕ (які працюють не за «зеленим» тарифом), та Гарантований покупець, який експлуатує Одиниці ВДЕ (які працюють за «зеленим» тарифом),

12.7. Кожен Виробник ВДЕ, який експлуатує Одиниці ВДЕ (які працюють не за «зеленим» тарифом), та Гарантований покупець, який представляє Одиниці ВДЕ (які працюють за «зеленим» тарифом),


можуть на добровільній основі подавати Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження по кожній Одиниці ВДЕ.

можуть на добровільній основі подавати Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження по кожній Одиниці ВДЕ.

12.8. Кожний Агрегатор ВДЕ, який представляє групу Одиниць ВДЕ, може на добровільній основі подавати Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження для всієї групи Одиниць ВДЕ.

12.9. Постачальники послуг з балансування, які є Диспетчеризованим навантаженням, мають дотримуватися наступних правил щодо подання Пропозицій на балансуючу енергію для кожного Розрахункового періоду:

а). у випадку, якщо вони не мають зобов’язань щодо забезпечення Резерву, вони мають право подавати Пропозицію на балансуючу енергію на завантаження та розвантаження на максимальний обсяг, що дорівнює повній технічній можливості їх Диспетчеризованих навантажень забезпечувати Балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження, згідно з відповідними Зареєстрованими експлуатаційними характеристиками; або

Економічно не доцільно стимулювати збільшення споживання Максимальний обсяг розвантаження не дорібнює технічній можливості

б). у випадку, якщо вони мають зобов’язань щодо забезпечення Резерву, вони зобов’язані подавати Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та розвантаження для мінімального обсягу, що дорівнює спроможності, для якої було акцептовано Пропозицію резерву.

13. Формат пропозицій на балансуючу енергію 13.1. Постачальники послуг з балансування повинні подавати розділені по Розрахункових періодах Пропозиції на балансуючу енергію на Балансуючий ринок для двох напрямків: на завантаження та на розвантаження. Кожен крок має містити обсяг Балансуючої енергії (в MВтг) на завантаження/на розвантаження та ціну пропозиції (в грн/MВтг).

13.2. Покрокова функція Балансуючої енергії на завантаження повинна включати до десяти кроків, де ціна Балансуючої енергії для кожного послідуючого наступного кроку не повинна бути меншою за ціну попереднього кроку.

13.3. Покрокова функція Балансуючої енергії на розвантаження повинна включати до десяти кроків, де ціна Балансуючої енергії для кожного наступного кроку не повинна бути більшою заціну попереднього кроку.

13.4. Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження, подані для Генеруючих одиниць / Одиниць ТЕЦ, які закладені у Графіку виробництва на нульовому рівні, але доступні в реальному часі, повинні містити крок для енергії, що відповідає зміні виробництва «з нуля» до Технічного мінімуму виробництва (як визначено у Зареєстрованих експлуатаційних характеристиках). Пропозиції на балансуючу енергію розвантаження, подані для Генеруючих одиниць / Одиниць ТЕЦ, що заплановані для роботи у Графіку виробництва на рівні Технічного мінімуму виробництва або вище, повинні містити один крок для енергії, що відповідає зміні виробництва від Технічного мінімуму виробництва до нуля MВт.

13.5. Ціни на Балансуючу енергію зазначаються у грн/MВтг з точністю до двох знаків після коми і повинні бути більше нуля. Обсяги Балансуючої енергії зазначаються у МВтг з точністю до трьох знаків після коми і повинні бути більше нуля.

13.5. Ціни на Балансуючу енергію зазначаються у грн/MВтг з точністю до двох знаків після коми. Обсяги Балансуючої енергії зазначаються у МВтг з точністю до трьох знаків після коми і повинні бути більше нуля.

13.6. Ціни на Балансуючу енергію завантаження для 13.6. Ціни на Балансуючу енергію завантаження для Граничні ціни, де встановлені

кожного кроку ступінчатої Пропозиції на Балансуючу енергію мають бути менші або дорівнювати Граничній ціні Пропозиції на Балансуючу енергію.

кожного кроку ступінчатої Пропозиції на Балансуючу енергію мають бути менші або дорівнювати Граничній ціні Пропозиції на Балансуючу енергію.

Не має визначення Чітко вказати діапазон цін

13.7. Додаткові положення щодо формату та наповнення Пропозиції на балансуючу енергію встановлюються в Керівництві з балансуючого ринку.

13.7 Додаткові положення щодо формату та наповнення Пропозиції на балансуючу енергію встановлюються в Керівництві з балансуючого ринку, яке є невід’ємною частиною Правил ринку.

Керівництві з балансуючого ринку потрібно розглядати як невід’ємну частину Правил ринку. Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

14. Подача та коригування Пропозицій на балансуючу енергію

14.1. Пропозиції на балансуючу енергію, що стосуються даного Розрахункового періоду, повинні бути подані до закриття воріт Балансуючого ринку, яке встановлено за [45] хвилин до Розрахункового періоду, та після подання Графіку виробництва/споживання, який встановлено за [50] хвилин до Розрахункового періоду. Пропозиції на балансуючу енергію, подані після закриття воріт Балансуючого ринку, вважаються помилково надісланими і не приймаються до розрахунків. Останні актуальні Пропозиції на балансуючу енергію, подані до закриття воріт Балансуючого ринку, повинні бути враховані в алгоритмі розрахунку Балансуючого ринку реального часу.

14.2. У разі, якщо Пропозиція на балансуючу енергію є недійсною, згідно з положеннями пункту 16 цього Розділу, Пропозиція на балансуючу енергію повинна бути автоматично відхилена Системою управління ринком. У разі відхилення, Постачальнику послуг з балансування повинно невідкладно бути надіслано обґрунтування причин відхилення. В такому разі, Постачальник послуг з балансування має можливість подати повторно Пропозицію на балансуючу енергію до закриття воріт Балансуючого ринку.

14.3. Пропозиції на балансуючу енергію, подані на Балансуючий ринок, є економічно обов’язковими, тобто у разі активації на Балансуючому ринку, вони підлягають фінансовому врегулюванню/розрахунку.

15. Наслідки неподання Пропозицій на балансуючу енергію

15.1. Якщо Постачальник послуг з балансування, який зобов’язаний подавати Пропозиції на балансуючу енергію, не подав такі пропозиції для Розрахункового періоду, Оператор системи передачі повідомляє про це Адміністратора розрахунків, який повинен застосувати Штраф за невідповідність до такого Постачальника послуг з балансування на відповідний Розрахунковий період, як описано в пункті 27 Розділу 5.

15.1. Якщо Постачальник послуг з балансування, який зобов’язаний подавати Пропозиції на балансуючу енергію, не подав такі пропозиції для Розрахункового періоду, Оператор системи передачі повідомляє про це Адміністратора розрахунків, який повинен застосувати плату за невідповідність до такого Постачальника послуг з балансування на відповідний Розрахунковий період, як описано в пункті 27 Розділу 5.


15.2. В такому випадку, Система управління ринком повинна автоматично створити Пропозиції на балансуючу енергію (які повинні бути марковані як створені Системою управління ринком) для кожного відповідного Постачальника послуг з балансування і для кожного Розрахункового періоду, з Ціною пропозиції і обсягом пропозиції, розрахованими наступним чином:

а). у разі якщо Постачальник послуг з балансування є Генеруючою одиницею/Одиницею ТЕЦ, Ціна пропозиції повинна дорівнювати найнижчій (на завантаження) чи найвищій (на

розвантаження) ціні для такого ж самого Розрахункового періоду за останні 7 днів Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ для обох напрямків Балансуючої енергії; б). у разі якщо Постачальник послуг з балансування є Диспетчеризованим навантаженням з прийнятими Пропозиціями Резерву, Ціна пропозиції повинна дорівнювати найнижчій ціні для такого ж самого Розрахункового періоду за останні 7 днів останньої схваленої Пропозиції на балансуючу енергію (поданій на той самий Розрахунковий період попереднього Торгового дня);

в). обсяг пропозиції повинен відповідати обсягу, зазначеному цим Постачальником послуг з балансування у Заявленій Характеристиці;

г). у разі якщо Постачальник послуг з балансування є Одиницею ВДЕ або групою Одиниць ВДЕ, Система управління ринком створює Пропозиції на балансуючу енергію для цих Одиниць ВДЕ або групи Одиниць ВДЕ (в разі якщо існує зобов‘язання для такої одиниці подавати Пропозиції на балансуючу енергію через замовлені в неї Резерви).

16. Перевірка та підтвердження Пропозицій на балансуючу енергію

16.1. Для перевірки Пропозицій на балансуючу енергію, поданих Постачальниками послуг з балансування, або створених автоматично Системою управління ринком (як описано в пункті 15.2 цього Розділу), для кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ВДЕ, повинні бути враховані наступні дані по відношенню до пропонованих обсягів:

16.1. Для перевірки Пропозицій на балансуючу енергію, поданих Постачальниками послуг з балансування, або створених автоматично Системою управління ринком (у відповідності до пункту 15.2 цього Розділу), для кожної Генеруючої одиниці/Одиниці ВДЕ, повинні бути враховані наступні дані по відношенню до пропонованих обсягів:


а). актуальні Декларації про Повну або Часткову неготовність

б). наявні Декларації про значне відключення в). наявні Декларації щодо наміру призупинити нормальне функціонування

г). Технічний максимум виробництва д). Технічний мінімум виробництва е). Графік виробництва ж). Швидкості зміни навантаження Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ /Одиниці ВДЕ

16.2. Для перевірки Пропозицій на балансуючу енергію, поданих Постачальниками послуг з балансування або створених автоматично Системою управління ринком (як описано в пункті 15.2 цього Розділу), для кожного Диспетчеризованого навантаження повинні бути враховані наступні дані по відношенню до пропонованих обсягів:

Для перевірки Пропозицій на балансуючу енергію, поданих Постачальниками послуг з балансування або створених автоматично Системою управління ринком (у відповідності до пункту 15.2 цього Розділу), для кожного Диспетчеризованого навантаження повинні бути враховані наступні дані по відношенню до пропонованих обсягів:


а). наявні Декларації про значне відключення б). Максимальне робоче навантаження в). Графік споживання г). Швидкість зміни Диспетчеризованого навантаження 16.3. Пропозиції на балансуючу енергію, подані Постачальниками послуг з балансування, повинні бути подані виключно у форматі, передбаченому у пункті 13 цього Розділу.

16.4. При отриманні Пропозицій на балансуючу енергію, Система управління ринком здійснює їх перевірку впродовж [5 хвилин] після отримання та повинна надіслати повідомлення відповідному Постачальнику послуг з балансування, чия Пропозиція на балансуючу

енергію була прийнята, або, якщо вона виявила помилки у поданні, надіслати повідомлення відповідному Постачальнику послуг з балансування про відхилення із зазначенням причин такого відхилення. 17. Вхідні дані для Балансуючого ринку 17.1. Вхідними даними для Балансуючого ринку є: а). Навантаження кваліфікованих Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ відповідно до зобовязань з розподілу аРВЧ та їх фактичне навантаження під САРЧП на Розрахунковий період;

б). максимальні та мінімальні граничні значення САРЧП для кваліфікованих Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ на Розрахунковий період,

в). Законтрактовані РПЧ та аРВЧ кваліфікованих Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ /Диспетчеризованих навантажень на Розрахунковий період;

г). Графіки виробництва/споживання Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ /Диспетчеризованих навантажень на Розрахунковий період;

д). телевимірювання в реальному часі потужності відпуску/відбору Генеруючих одиниць / Одиниць ТЕЦ / Диспетчеризованих навантажень;

е). Короткостроковий Прогноз (по ОРЧ) Оператора системи передачі;

ж). телевимірювання в реальному часі перетоків Експорту/Імпорту;

з). Короткостроковий Прогноз ВДЕ (по ОРЧ), переданий Гарантованим покупцем;

и). погоджені Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження Постачальника послуг з балансування;

к). Міждержавні перетоки окремо по кожному Міждержавному перетину

л). Рівні водосховищ. 18. Розв’язання цільової функції Балансуючого ринку реального часу

18.1. Цільова функція Балансуючого ринку полягає у мінімізації вартості покриття небалансу системи, використовуючи подані Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження Постачальників послуг з балансування. Вартість покриття небалансу системи є сумою всіх грошових коштів за акцептованими Пропозиціями на балансуючу енергію.

18.2. Обмеженнями цільової функції Балансуючого ринку є:

а). небаланс Системи, який розраховується на підставі вхідних даних пунктів 5.3 та 9 цього Розділу;

б). технічні обмеження Системи (мережеві обмеження); в). технічні обмеження Постачальників послуг з балансування.

18.3. Детальні положення щодо методології розрахунку цільової функції Балансуючого ринку визначаються в Керівництві з балансуючого ринку.


19. Результати Балансуючого ринку

19.1. Результати Балансуючого ринку складаються з: а). Прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження Постачальників послуг з балансування по ОРЧ (60хв), на основі яких будуть видаватися Диспетчерські команди Постачальникам послуг з балансування, з метою забезпечення балансу Системи. Пункт 21 містить детальні положення щодо видачі Диспетчерських команд Оператором системи передачі.

а). Прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження Постачальників послуг з балансування по ОРЧ (60хв), на основі яких будуть видаватися Диспетчерські команди Постачальникам послуг з балансування, з метою забезпечення балансу Системи. Пункт 21 містить детальні положення щодо видачі Диспетчерських команд Оператором системи передачі.


б). Маржинальної ціни по ОРЧ (15хв) на Балансуючу енергію на завантаження. Маржинальна ціна на Балансуючу енергію на завантаження (в грн/МВтг) по кожній ОРЧ визначається на рівні найвищої ціни у Пропозиції на балансуючу енергію, що була акцептована для забезпечення збільшення Балансуючої енергії.



в). Маржинальної ціни по ОРЧ (15хв) на Балансуючу енергію на розвантаження. Маржинальна ціна на Балансуючу енергію на розвантаження (в грн/МВтг) по кожній ОРЧ визначається на рівні найнижчої ціни у Пропозиції на балансуючу енергію, що була акцептована для забезпечення зниження Балансуючої енергії.



20. Оплата акцептованих Пропозицій на балансуючу енергію

20.1. Для кожної ОРЧ всі акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію для збільшення Балансуючої енергії отримають Маржинальну ціну на Балансуючу енергію на завантаження, як визначено в пункті 19.1.

20.2. Для кожної ОРЧ всі акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію на зниження Балансуючої енергії отримають Маржинальну ціну на Балансуючу енергію розвантаження, як визначено в пункті 19.1. За Пропозиції на балансуючу енергію, марковані Системою управління ринком для вирішення мережних обмежень, як зазначено в Кодексі системи передачі, Балансуюча енергія буде оплачена по Ціні Пропозиції.

Чому заявлена ціна пропозиції, а не Максимум(заявлена; ціна ринку)

20.3. Акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію на зниження Балансуючої енергії є акцептованими Пропозиціями щодо купівлі енергії у Системи і відповідним Постачальникам послуг з балансування будуть нараховані відповідні платежі, які вони повинні будуть сплатити.

20.4. У той же час, акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію на збільшення Балансуючої енергії є акцептованими Пропозиціями щодо продажу енергії до Системи і відповідним Постачальникам послуг з балансування будуть нараховані відповідні платежі, які вони мають отримати.

20.5. Акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію, які були марковані відповідно до положень пункту 24 цього Розділу, не отримують Маржинальну ціну на Балансуючу енергію навантаження/розвантаження, але отримують власну Ціну Пропозиції.

21. Диспетчерські команди та інші типи розпоряджень

21.1. Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди Постачальникам послуг з балансування.

21.2. Оператор системи передачі може видавати Учасникам Ринку в будь-який час Диспетчерські команди та інші розпорядження, щоб забезпечити надійну роботу Системи, особливо щодо частоти Системи, напруги і струму у критичних вузлах та елементах Системи передачі відповідно до Кодексу системи передачі.

21.3. Диспетчерська команда видається Оператором системи передачі відповідно до результатів алгоритму розрахунку Балансуючого ринку за [15] хвилин до ОРЧ.

21.3. Диспетчерська команда видається Оператором системи передачі відповідно до результатів алгоритму розрахунку Балансуючого ринку за [60] хвилин до ОРЧ.


21.4. Незалежно від того, чи система в дефіциті або профіциті в інтервалі ОРЧ, Оператор системи передачі може активувати Балансуючу енергію як на завантаження, так і на розвантаження, щоб усунути всі системні обмеження, в т.ч. вимоги системи до Резервів.

21.5. Якщо Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди, які відрізняються від результатів алгоритму розрахунку Балансуючого ринку, тоді Оператор системи передачі надає не пізніше 3-го Робочого дня (електронним листом, або будь-яким іншим шляхом, визначеним протоколом ринкового інформаційного обміну) звіт Регулятору, в якому обґрунтовує вибір Постачальника послуг з балансування для покриття небалансу Системи.

Якщо Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди, які відрізняються від результатів алгоритму розрахунку Балансуючого ринку, тоді Оператор системи передачі надає не пізніше 3-го Робочого дня (електронним листом, або будь-яким іншим шляхом, визначеним протоколом ринкового інформаційного обміну) звіт Регулятору та учасникам ринку (публікує на сайті), в якому обґрунтовує вибір Постачальника послуг з балансування для покриття небалансу Системи.

Забезпечення прозорості для розрахунків.

21.6. Диспетчерські команди відрізняються від Команд САРЧП, які видаються САРЧП-системою.

21.7. Деталі відносно використання кожного з типів Диспетчерських команд надаються у Кодексі системи передачі та Керівництві з балансуючого ринку.


21.8. Постачальники послуг з балансування, відібрані в процесі придбання Балансуючої енергії, зобов’язані виконувати Диспетчерські команди, видані Оператором системи передачі, у відповідних обсягах та у періоді часу, для яких вони були обрані.

21.9. ОСП має право надавати команди на зменшення навантаження виробникам ВДЕ, яким встановлено «зелений» тариф, лише за умови, якщо всі наявні Пропозиції (заявки) інших учасників балансування на зменшення їхнього навантаження були прийняті (акцептовані) Оператором системи передачі, крім випадків надання таких команд при системних обмеженнях, які є наслідком дії Форс-мажору.

21.10. Вартість електричної енергії, яка не була відпущена ВДЕ, яким встановлено «зелений» тариф відповідно до Закону, у результаті виконання ним команди ОСП на зменшення навантаження, відшкодовується цьому виробнику за встановленим йому «зеленим» тарифом, крім випадків надання таких команд при системних обмеженнях, які є наслідком дії Форс-мажору. Обсяг зменшення визначається від заявленого графіку цими ВДЕ.

22. Зміст команд 22.1. Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди в Потужності (в МВт) по кожному ОРЧ, які повинні відповідати виробництву енергії Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ/Одиниць ВДЕ. Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди в потужності (в МВт) по кожному ОРЧ, які повинні відповідати енергії споживання Диспетчеризованого навантаження. Кожна Генеруюча одиниця / Одиниця ТЕЦ / Одиниця ВДЕ / Диспетчеризоване навантаження мають відноситись до відповідної Точки обліку.

22.1. Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди в Потужності (в МВт) по кожному ОРЧ, які повинні відповідати виробництву енергії Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ/Одиниць ВДЕ або енергії споживання Диспетчеризованого навантаження.

Команда має надаватися абогенеруючій одиниці або одиниці навантаження Дубліювання. При реєстраціїї Генеруючої одиниці вже вказується точка комерційного обліку

22.2. Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди, які встановлюють рівень виробництва енергії для групи Одиниць ВДЕ без прив’язки до відповідної Точки обліку.

22.2. Оператор системи передачі видає Диспетчерські команди, які встановлюють рівень виробництва енергії для групи Одиниць ВДЕ без прив’язки до відповідної Точки комерційного обліку.

Якщо облік не комерційний, то неможливо зійснювати оплати за електричну енергію по таких точках

22.3. Для кожної Генеруючої одиниці / Одиниці ТЕЦ рівень відпуску Активної потужності, встановлений Диспетчерськими командами, не може бути меншим, ніж зазначений у Технічному мінімумі виробництва такої Генеруючої одиниці / Одиниці ТЕЦ, окрім Диспетчерської команди на відключення «на нуль».

22.4. Керівництво з балансуючого ринку встановлює деталі щодо змісту Диспетчерських команд та команд на регулювання напруги та реактивної потужністі, що видаються кожному Постачальнику послуг з балансування.


23. Відправка Диспетчерських команд 23.1. Диспетчерські команди відправляються Оператором системи передачі Постачальникам послуг з балансування з використанням систем адміністрування Диспетчерських команд, відповідно до цього пункту та у відповідності до положень Кодексу системи передачі.

23.2. Постачальники послуг з балансування невідкладно, за допомогою електронних засобів зв’язку, надають підтвердження про отримання Диспетчерської команди, виданої Оператором системи передачі.

23.3. У разі перерви у роботі системи адміністрування Диспетчерських команд, що унеможливлює відправку Диспетчерських команд відповідно до положень цього пункту, повинні використовуватися альтернативні засоби комунікації згідно з відповідним Керівництвом.


24. Акцепти з поміткою 24.1. Постачальники послуг з балансування приймають умову, що у разі акцепту Оператором системи передачі Пропозиції на Балансуючу енергію з метою врегулювання небалансу, спричиненого системними обмеженнями або обмеженнями на перетинах, які виникли після подання Остаточних повідомлень імпорту/експорту, такий акцепт буде маркований, і така Пропозиція на балансуючу енергію буде Пропозицією на балансуючу енергію з поміткою, а Оператор системи передачі повідомить відповідного Постачальника послуг з балансування та Адміністратора розрахунків про таку помітку, щоб відповідні Пропозиції на балансуючу енергію не використовувалися у розрахунках Ціни Врегулювання небалансу.

24.2. Пропозиція на Балансуючу енергію стає Пропозицією на балансуючу енергію з поміткою Оператора системи передачі, який врегульовує та усуває системні обмеження відповідно до правил, описаних в Кодексі системи передачі.

24.3. Оператор системи передачі щомісяця оприлюднює на сайті Оператора системи передачі звіт, який містить детальну інформацію про всі Пропозиції на балансуючу енергію з поміткою з обґрунтуванням, чому вони були помічені.

25. Обов'язок Постачальників послуг з балансування щодо виконання команд

25.1. Постачальники послуг з балансування забезпечують роботу свого обладнання відповідно до вимог Диспетчерських команд та змінюють рівень виробництва або споживання обладнання тільки по Диспетчерській команді.

Постачальники послуг з балансування забезпечують роботу свого обладнання відповідно до вимог Диспетчерських команд та змінюють рівень виробництва або споживання обладнання у відповідності до них.


25.2. Виробники повинні дотримуватися вимог команд стосовно синхронізації або десинхронізації їх Генеруючих одиниць.

Виробники повинні дотримуватися вимог диспечерських команд стосовно синхронізації або десинхронізації їх Генеруючих одиниць.


26. Недотримання команд

26.1. У разі недотримання з боку Постачальника послуг з балансування Диспетчерських команд, Оператор системи передачі фіксує усі недотримання та їх причини, а також час видачі Диспетчерської команди, крім випадків, коли виконання команди неможливе через операційні обмеження Постачальника послуг з балансування, які зазначені в Заявлених характеристиках, або через непередбачувані перешкоди, які стосуються виключно безпеки персоналу або установок Постачальника послуг з балансування. Оператор системи передачі за жодних умов не повинен звільняти такого Постачальника послуг з балансування від його зобов'язань, що випливають з недотримання ним Диспетчерської команди і наслідків, які можуть виникнути в результаті недотримання такої Диспетчерської команди (тобто усі відповідні платежі згідно з положеннями Глави 5 Розділу 5 цих Правил Ринку повинні бути сплачені), і повинен ініціювати врегулювання суперечок для такого Постачальника послуг з балансування з Регулятором.

У разі недотримання з боку Постачальника послуг з балансування Диспетчерських команд, Оператор системи передачі фіксує усі недотримання та їх причини, а також час видачі Диспетчерської команди, крім випадків, коли виконання команди неможливе через операційні обмеження Постачальника послуг з балансування, які зазначені в Заявлених характеристиках, або через непередбачувані перешкоди, які стосуються виключно безпеки персоналу або установок Постачальника послуг з балансування. Оператор системи передачі за жодних умов не повинен звільняти такого Постачальника послуг з балансування від його зобов'язань, що випливають з недотримання ним Диспетчерської команди і наслідків, які можуть виникнути в результаті недотримання такої Диспетчерської команди (тобто усі відповідні платежі згідно з положеннями Глави 5 Розділу 5 цих Правил Ринку повинні бути сплачені), і повинен ініціювати врегулювання суперечок для такого Постачальника послуг з балансування з Регулятором.

Встановлення обовязкової досудової процедури врегулювання спорів є недопустимим виходячи з обовязкової для застосування позиції Конституційного суду України, що викладена у справі № 1-2/2002 від 09.07.2002. Є необхідним визначити резеврний механізм у разі невиконання стороною своїх зобовязань. Положення даного пункту повинні мати норми права які би чітко встановлювали права та обовязки сторін.

26.2. Оператор системи передачі розраховує впродовж п’яти (5) Робочих днів після закінчення кожного місяця для кожного Постачальника послуг з балансування середньозважені відхилення виробництва Активної та Реактивної потужності такого Постачальника послуг з балансування по відношенню до відповідних виданих команд в розрізі всіх команд, що були видані цьому Постачальнику послуг з балансування для кожного Розрахункового періоду впродовж цього місяця. Якщо середньозважені відхилення для кожного Постачальника послуг з балансування перевищують абсолютне значення [0,5] МВт для Активної потужності та Реактивної потужності, Оператор системи передачі стягує з відповідного Постачальника послуг з балансування за такий місяць санкційний платіж, розрахований відповідно до пункту 27 Розділу 5 цих Правил Ринку.

26.2. Оператор системи передачі розраховує впродовж п’яти (5) Робочих днів після закінчення кожного місяця для кожного Постачальника послуг з балансування середньозважені відхилення виробництва Активної та Реактивної потужності такого Постачальника послуг з балансування по відношенню до відповідних виданих команд в розрізі всіх команд, що були видані цьому Постачальнику послуг з балансування для кожного Розрахункового періоду впродовж цього місяця. Якщо середньозважені відхилення для кожного Постачальника послуг з балансування перевищують абсолютне значення 10 МВт для Активної потужності, Оператор системи передачі стягує з відповідного Постачальника послуг з балансування за такий місяць санкційний платіж, розрахований відповідно до пункту 27 Розділу 5 цих Правил Ринку.

Змінити на 10 МВт. Доцільно рівень допустимого відхилення визначати як відсоток від встановленої потужності. Необхідно регламентувати процедуру контролю виконання команд Диспетчерських команд, критерії виконання. Визначити допустимі межі відхилення від команди (% по відношенню до характеристик кожного блоку), врахувати час набору навантаження для кожного блоку. Пуску з «0» для різних теплових станів.

26.3. Якщо той самий Постачальник послуг з балансування протягом календарного місяця більше одного разу не виконує Диспетчерські команди, Оператор системи передачі повинен надати цю інформацію Регулятору.

26.3 Якщо той самий Постачальник послуг з балансування протягом календарного місяця більше одного разу не виконує Диспетчерські команди, Оператор системи передачі протягом двох рабочіх днів з моменту невиконання другої Диспечерської команди повідомляє про це Регулятора.


27. Облік та звітність щодо диспетчерських процедур 27.1. Оператор системи передачі зобов'язаний вести повну базу даних щодо виданих Диспетчерських команд, включаючи:

а). Записи із журналу Диспетчерських команд; б). Записи підтверджень або непідтверджень про отримання Диспетчерських команд, які видані у відповідності до пункту 23 цього Розділу; та

в). Записи інформації, яка була зібрана відповідно до пунктів 22 та 24 цього Розділу.

27.2. Інформація, що міститься в вищевказаних записах, повинна зберігатися у Оператора системи передачі, щонайменше п'ять (5) років з моменту їх створення.

27.3. Постачальники послуг з балансування мають право на доступ до інформації, зазначеної в цьому пункті, у тому числі щодо інших Постачальників послуг з балансування виключно для врегулювання спорів відповідно до порядку, визначеного цими Правилами ринку, відповідно до Законодавства щодо конфіденційності інформації.

Постачальники послуг з балансування мають право на доступ до інформації, зазначеної в цьому пункті, у тому числі щодо інших Постачальників послуг з балансування виключно для врегулювання спорів відповідно до порядку, визначеного цими Правилами ринку, відповідно до Законодавства щодо конфіденційності інформації.

Встановлення обовязкової досудової процедури врегулювання спорів є недопустимим виходячи з обовязкової для застосування позиції Конституційного суду України, що викладена у справі № 1-2/2002 від 09.07.2002.

28. Статистика Диспетчерських процедур 28.1. Оператор системи передачі повинен оприлюднювати на своєму веб-сайті в кінці кожного календарного місяця інформацію про результати Балансуючого ринку реального часу, яка повинна включати, зокрема:

а). Загальне навантаження в кожний Розрахунковий період;

б). Обсяги активованих Пропозицій на балансуючу енергію у кожному напрямку по ОРЧ;

в). Маржинальні ціни на балансуючу енергію по кожному Розрахунковому періоду та по кожному напрямку;

г). Ціни небалансів по кожному Розрахунковому періоду. 28.2. Оператор системи передачі повинен оприлюднювати в кінці кожного календарного кварталу інформацію про результати Балансуючого ринку, яка повинна включати зокрема:

а). Сумарний обсяг Балансуючої енергії та максимум Загального навантаження по Торгових днях;

б). Події у Системі; в). Зведену інформацію по категоріях Диспетчерських команд, щодо порушення Диспетчерських команд Постачальниками послуг з балансування, а також інформацію, що стосується відповідних дій Оператора системи передачі.

29. Гарантійне забезпечення та розрахунки на Балансуючому ринку реального часу

29.1. Гарантії виконання фінансових зобов’язань на Балансуючому ринку, а саме гарантійне покриття для купівлі Балансуючої енергії в режимі реального часу описано в Розділі 6 цих Правил ринку.

29.2. Результати Балансуючого ринку разом із Lаними обліку виробництва/споживання по Постачальниками послуг з балансування, надсилаються Оператором системи передачі та Адміністратором комерційного обліку Адміністратору розрахунків з метою проведення останнім Розрахунків за Балансуючу енергію та Розрахунків за небаланси енергії, у відповідності до положень Розділу 5 цих Правил ринку.

Глава 4: Надзвичайна ситуація в енергосистемі Положення що регулюють надзвичайну систему за своєю суттю повинні становити окремий розпділ, оскільки виникають не лише на балансуючому ринку а взалаглі в ОРЕ України.

30. Призупинення ринку у випадку Надзвичайної ситуації

30. Робота ринку у випадку настання аварійного режиму роботи системи передачі

30.1. У разі суттєвого збою Системи передачі чи Системи розподілу, або якщо доступні ресурси генерації недостатні для покриття Загального навантаження в реальному часі, Оператор системи передачі, за погодженням з Регулятором, може оголосити Надзвичайну ситуацію згідно з положеннями Кодексу системи передачі.

30.1 У разі виникнення у Системі передачі аварійного режиму та запровадження протиаварійних заходів згідно з положеннями Кодексу системи передачі, Оператор системи передачі повідомляє всіх учасників ринку про настання аварійного режиму.

Глава 4 приведена у відповідність до положеннями Кодексу системи передачі Коментована редакція зокрема не містить визначень «збій» «серйозний збій» «недостатність ресурсів генерації» і тому є можливість неоднакового тлумачення. У разі виникнення надзивайчної ситуації опретор системи передачі повинен її вирішувати а не погоджувати її вирішення з регулятором.

30.2. Оператор системи передачі повідомляє всі Сторони про настання Надзвичайної ситуації та призупинення Правил ринку та всіх процедур/процесів у відповідних інструкціях; контракти будуть скасовані на весь термін Надзвичайної ситуації, а врегулювання Надзвичайної ситуації в енергосистемі здійснюється згідно з Кодексом

30.2 Оператор системи передачі фіксує час початку та закінчення аварійного режиму роботи системи передачі, протиаварійні заходи, які застосовуються на період дії аварійного режиму, Користувачів системи передачі (Учасників ринку) до яких було застосовано заходів щодо врегулювання аварійного режиму. На

Призупинення Правил ринку, оскільки вони є НПА, який не може втрачати свою чинність у звязку із невизначеними умовами. Законодавство України у сфері енергетики жодним чином не наголошує на можливості зупинення дії Правил ринку. Призупинення дії Правил ринок призведе до неврегульованості більшості питань в енергетичній

системи передачі, який в даній ситуації має пріоритет над цими Правилами ринку.

весь термін ліквідації аварійного режиму роботи системи передачі заходи, передбачені Кодексом системи передачі, мають пріоритет над заходами наведеними у цих Правилах ринку.

сфері.

30.3. Оператор системи передачі повідомляє всі Сторони про припинення Надзвичайної ситуації, зазначивши перший Розрахунковий період, для якого Правила ринку починають діяти, який повинен бути не раніше, ніж через [4] години з моменту, коли було зроблено повідомлення про припинення дії Надзвичайної ситуації.

30.3 Оператор системи передачі повідомляє всіх Учасників ринку про припинення аварійного режиму роботи системи передачі, зазначивши перший Розрахунковий період, для якого ці Правила ринку застосовуються у повному обсязі, який повинен бути не раніше, ніж через [4] години з моменту, коли було зроблено повідомлення про припинення дії аварійного режиму.

31. Компенсація за роботу в Надзвичайній ситуації 31.1. Адміністратор розрахунків після припинення Надзвичайної ситуації розраховує фактичні витрати, понесені кожним Учасником ринку, відповідно його діям згідно з положеннями Кодексу системи передачі та Правил безпеки постачання. Такі оцінки повинні бути зроблені сумлінно і з використанням усіх відповідних даних, отриманих Оператором системи передачі щодо роботи Учасників ринку під час Надзвичайної ситуації.

31.1 Адміністратор розрахунків після припинення дії аварійного режиму роботи системи передачі перевіряє та розраховує прямі фактичні витрати, понесені кожним Учасником ринку, відповідно діям Оператора системи передачі згідно з положеннями Кодексу системи передачі та Правил безпеки постачання. Такі оцінки повинні бути зроблені сумлінно і з використанням усіх відповідних даних наданих Учасниками ринку не пізніше ніж через [10] Робочих днів після припинення дії Надзвичайної ситуації та даних, отриманих Оператором системи передачі щодо роботи Учасників ринку під час аварійного режиму роботи системи передачі. Адміністратор розрахунків компенсує витрати, понесені кожним Учасником ринку під час дії аварійного режиму роботи системи передачі, не пізніше ніж через [45] Робочих днів після припинення дії Надзвичайної ситуації. Суперечки щодо розміру компенсації витрат, понесених кожним Учасником ринку під час дії аварійного режиму роботи системи передачі, вирішуються Регулятором відповідно до порядку розгляду скарг та вирішення спорів.

Коментована редакція не деталізує порядок розрахунку компенсації, який пропонується встановити. Також повинен бути встановлений строк компенсації.

31.2. Регулятор погоджує розрахунок і розподіл витрат в період Надзвичайної ситуації до виставлення відповідних рахунків-фактур.

виключити Закон 2019 та Закон «Про НКРЕКП» не надає Реглятору таких повноважень

31.3. Рахунки-фактури для періодів дії Надзвичайної ситуації виставляються не пізніше ніж через [5] Робочих днів після погодження Регулятором розрахунку і розподілу витрат.


31.4. У разі, якщо Учасник ринку не згоден з вищезазначеними розрахунками та/або розподілом і вважає, що він поніс додаткові витрати для підтримки Оператора системи передачі при виконанні його заходів, направлених на вирішення Надзвичайної ситуації в Системі, або йому було нараховано більшу плату, ніж належить як отримувачу, він має право подати обґрунтовану претензію Оператору системи передачі, з копією Регулятору, шляхом застосування процесу Запиту платіжного документу, описаного в пункті 9 Розділу 7.


Розділ 5: Розрахунки Глава 1: Облікові рахунки 1. Загальна інформація 1.1. Адміністратор розрахунків створює і підтримує такі облікові рахунки:

• A-A: Рахунок балансування енергії; • A-B: Рахунок небалансів енергії; • A-C: Рахунок фінансових гарантій; • A-D: Рахунок оплати за невідповідність; • A-E: Рахунок послуг з диспетчеризації; • A-F: Рахунок врегулювання;

• A-G: Збірний рахунок • A-H: Рахунок загальносуспільних обов’язків . 1.2. Адміністратор розрахунків також створює і підтримує Ринкові рахунки Учасників ринку для кожного Учасника для ринкових операцій списання та зарахування коштів, що витікають з їх участі в оптовому ринку електроенергії.

2. Рахунок балансування енергії A-A 2.1. Рахунок балансування енергії А-А використовується для розрахунків за балансування. Розрахункова активність на цьому рахунку для кожного Розрахункового періоду кожного Торгового дня включає дебетування за платежі або кредитування за витрати Постачальників послуг з балансування за їх балансуючу електроенергію за відповідною (на завантаження/на розвантаження) Граничною ціною балансування;

2.1. Рахунок балансування енергії А-А використовується для розрахунків за балансування. Розрахункова активність на цьому рахунку для кожного Розрахункового періоду кожного Торгового дня включає дебетування за платежі або кредитування за витрати Постачальників послуг з балансування за їх балансуючу електроенергію за відповідною (на завантаження/на розвантаження) Маржинальною ціною Балансуючої енергії, визначеною відповідно до пункту 13 цього розділу;

«20.5. Акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію, які були марковані відповідно до положень пункту 24 цього Розділу, не отримують Маржинальну ціну на Балансуючу енергію навантаження/розвантаження, але отримують власну Ціну Пропозиції.» 2. Не має терміну «гранична ціна балансування». Є терміни: Маржинальна ціна Балансуючої енергії; Маржинальна ціна балансуючої енергії на завантаження; Маржинальна ціна балансуючої енергії на розвантаження.

3. Рахунок небалансів енергії A-B 3.1. Рахунок небалансів електроенергії A-В використовується для розрахунків за Небаланси електроенергії. Розрахункова активність на цьому рахунку для кожного Розрахункового періоду кожного Торгового дня включає дебетування за платежі або кредитування за витрати Сторін, відповідальних за баланс, за їх Небаланс електроенергії за відповідною Ціною врегулювання небалансів.

3.2. Рахунок балансування електроенергії А-А та Рахунок небалансів електроенергії A-В пов’язані з одним і тим самим банківським рахунком ОСП зі спеціальним режимом використання та не є нейтральними з точки зору доходів (тобто дебетування і кредитування не сальдуються). Відповідна вартість отримується через Рахунок надлишків небалансу електроенергії UA-1, описаний в пункті 33 цього Розділу.

«Відповідна вартість» - яка вартість не зрозуміло

4. Рахунок фінансових гарантій A-C 4.1. Рахунок фінансових гарантій A-C використовується для компенсації будь-якого дефіциту платежів Учасників ринку в рамках БР, витрат фінансових операцій та витрат на забезпечення гарантії Адміністратора розрахунків. Зокрема, дебетування цього рахунку відбувається для здійснення наступних платежів:

а). покриття дефіциту платежів Учасників ринку за всі розрахунки, окрім розрахунків на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку, які можуть бути не отримані за допомогою Вимоги платежу по Фінансовій гарантії;

а). покриття дефіциту платежів Учасників ринку за всі розрахунки, які можуть бути не отримані за допомогою Вимоги платежу по Фінансовій гарантії;

Правила ринку регулюють питання розрахунків на балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг, та не стосуються розрахунків на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку. Виключити «, окрім розрахунків на ринку «на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку,»

б). будь-яких витрат Гарантійної установи у випадку, якщо така Гарантійної установа призначена Адміністратором розрахунків; і

4.2. Будь-які борги Учасників ринку, повернені на пізнішому етапі Адміністратором розрахунків, повинні зараховуватись на Рахунок фінансових гарантій A-C.

4.3. Витрати на Рахунку фінансових гарантій повертаються через Рахунок надлишків фінансових гарантій UA-3, описаний в пункті 35 цього Розділу.

5. Рахунок оплати за невідповідність A-D 5.1. Рахунок оплати за невідповідність A-D включає в себе окремі рахунки для кожної категорії Плати за невідповідність. Цей рахунок кредитується Платою за невідповідність, яка стягується з Учасників ринку, як описано в Главі 5 цього Розділу.

5.2. В кінці кожного календарного року, Адміністратор розрахунків передає загальний дохід, накопичений на Рахунку оплати за невідповідність A-D протягом календарного року, на Банківський рахунок Оператора системи передачі.

6. Рахунок послуг з диспетчеризації A-E 6.1. Рахунок послуг з диспетчеризації A-E дебетується для:

а). Платежів за резерви потужності (за РПЧ, аРВЧ, рРВЧ і РЗ) Постачальнику допоміжних послуг,

б). Платежів за надання Послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК)

в). Платежів за надання Послуг із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії,

г). Платежів пов’язаних з обов’язковим наданням Резервів за процедурою закупівель ДП (згідно з пунктом 2.1 цього Розділу).

6.2. Розрахункова активність на цьому рахунку наступна: а). Списання для платежів Постачальникам допоміжних послуг за надання РПЧ та/або аРВЧ та/або рРВЧ та/або РЗ та/або для Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) для кожного Розрахункового періоду кожного Торгового дня при відповідній оплаті за доступність відповідної кількості РПЧ та/або аРВЧ та/або рРВЧ та/або РЗ, як указано у відповідному Типовому договорі за придбання і поставку відповідного типу ДП.

б). Списання для платежів Генеруючим одиницям за постачання Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії за відповідною Платою за готовність, яка встановлюється на основі розрахунків за процедурою закупівель ДП.

в). Списання для платежів, пов’язаних з обов’язковим наданням Резервів за процедурою закупівель ДП.

6.3. Витрати на Рахунку послуг з диспетчеризації А-Е повертаються через Рахунок надлишків послуг з диспетчеризації UA-2, описаний в пункті 34 цього Розділу.

7. Рахунок врегулювання A-F 7.1. Рахунок врегулювання A-F дебетується/ кредитується витратами/ оплатою на/з Рахунків Учасників ринку на основі розрахунків врегулювання, описаних в Додатку 1, і кредитується / дебетується зі Збірного Рахунку врегулювання UA-4, як описано в пункті 36 цього Розділу.

8. Збірний рахунок A-G 8.1. Збірний рахунок A-G включає 4 субрахунки для різноманітних зборів, які описані в главі 6 цього Розділу.

9. Рахунок загальносуспільних обов’язків A-H 9.1. Рахунок загальносуспільних обов’язків A-H використовується для накопичення платежів Оператором системи передачі через його тариф на послуги з передачі електричної енергії, в

разі покладання на нього таких обов’язків відповідно до Закону, та перерахувань цих накопичень виконувачам загальносуспільних обов’язків. Відповідні розрахунки описані у главі 7 цього Розділу. Глава 2: Розрахунки за балансуючу енергію 10. Загальні положення 10.1. Адміністратор розрахунків використовує систему Розрахунків за балансуючу енергію для здійснення відповідного обчислення для дебетування і кредитування Ринкових рахунків учасників ринку за Балансуючу енергію. Система Розрахунків за балансуючу енергію є частиною Системи управління ринком. Система Розрахунків за балансуючу енергію отримує інформацію про Ринкові рахунки Учасників ринку.

10.1. Адміністратор розрахунків використовує Систему розрахунків на ринку для здійснення відповідного обчислення для дебетування і кредитування Ринкових рахунків учасників ринку за Балансуючу енергію. Система розрахунків на ринку містить інформацію про Ринкові рахунки Учасників ринку.

1. П. 14. Система управління ринком, не передбачено “систему Розрахунків за балансуючу енергію”, є «Система розрахунків на ринку». 2. «Система Розрахунків за балансуючу енергію є частиною Системи управління ринком.» - виключити, зайве дублювання. Є у визначеннях: «Система розрахунків на ринку Market Settlement System Підсистема Системи управління ринком, що управляє процесом розрахунків» 3. «отримує інформацію» - від кого отримує

10.2. Аварійна допомога між операторами системи передачі надається за договором, який укладається між ОСП та відповідним ОСП суміжної країни. Ціна за поставлену електроенергію, надану в рамках надання аварійної допомоги, визначається згідно з цими договорами.

11. Загальні принципи визначення обсягу Розрахунків за балансуючу енергію

11.1. Розрахунки балансуючої енергії для кожного Торгового дня включають наступні розрахунки:

а). Обчислення обсягів Балансуючої енергії для кожної Одиниці постачання послуг з балансування для кожного Розрахункового періоду Торгового дня;

б). Обчислення кредитування та дебетування для Балансуючої енергії від Постачальника послуг з балансування (за одиницями постачання) для кожного ОРЧ для кожного Розрахункового періоду Торгового дня.

11.2. Для розрахунків за Балансуючу енергію приймаються дані Остаточного фізичного повідомлення про відбір/відпуск, Диспетчерських команд для Балансуючого ринку реального часу, Граничних цін балансуючої електроенергії для кожного ОРЧ і Даних комерційного обліку, які встановлено відповідно до Кодексу комерційного обліку.

11.2. Для розрахунків за Балансуючу енергію приймаються дані Остаточного фізичного повідомлення про відбір/відпуск, Диспетчерських команд для Балансуючого ринку реального часу, Маржинальних цін балансуючої електроенергії для кожного ОРЧ і Даних комерційного обліку.

«20.5. Акцептовані Пропозиції на балансуючу енергію, які були марковані відповідно до положень пункту 24 цього Розділу, не отримують Маржинальну ціну на Балансуючу енергію навантаження/розвантаження, але отримують власну Ціну Пропозиції.» 2. Не має терміну «гранична ціна балансування». Є терміни: Маржинальна ціна Балансуючої енергії; Маржинальна ціна балансуючої енергії на завантаження; Маржинальна ціна балансуючої енергії на розвантаження. 3. У правилах ринку не має визначення «Дані комерційного обліку», є визначення «Дані обліку (Metering Data) Обсяг енергії, виміряний та записаний Лічильником». Потребує доопрацювання визначення «дані обліку», необхідно замінити на «данні комерційного обліку. Виключити зайве посилання на інший нормативний документ

12. Загальні принципи визначення Розрахунків за балансуючу енергію

12.1. В кожній Зоні Балансуюча енергія відповідно до Диспетчерської команди, відданої ППБ, рахується як різниця в МВт-год, відповідно до пункту 14.5 між:

• середнім виробництвом або споживанням електроенергії по кожній ОРЧ по кожній одиниці ППБ за командами (Усереднені диспетчерські команди) Балансуючого ринку реального часу протягом відповідного Розрахункового періоду, та

• відповідним Остаточним повідомленням про фізичний відбір/відпуск для цього Розрахункового періоду.

12.2. Для цілей розрахунків, наступні відхилення вважаються Балансуючою енергією, незважаючи на те, що вони не є результатом Диспетчерських команд:

• несанкціоновані відхилення в межах допустимого коридору ВДЕ установок, що працюють не за «зеленим» тарифом, відповідно до пункту 14.4 цього Розділу;

• Балансуюча енергія Генеруючих одиниць, що забезпечують аРВЧ (які працюють під САРЧП), відповідно до пункту 14.6 цього Розділу; та

12.3. Визначення обсягів Балансуючої енергії на завантаження/розвантаження та кредитування/дебетування Постачальників послуг з балансування з Рахунку балансування енергії А-А, відповідно до результатів Балансуючого ринку реального часу, які описані в пункті 14 цього Розділу.

13. Загальні принципи визначення Граничної ціни балансуючої енергії для оплати Балансуючої енергії

13. Загальні принципи визначення Маржинальної ціни балансуючої енергії для оплати Балансуючої енергії

2. Не має терміну «гранична ціна балансування». Є терміни: Маржинальна ціна Балансуючої енергії; Маржинальна ціна балансуючої енергії на завантаження; Маржинальна ціна балансуючої енергії на розвантаження.

13.1. Як описано в пункті 19.1 Розділу 4, Балансуючий ринок реального часу генерує основані на ОРЧ Диспетчерські команди для Одиниць постачання послуг з балансування (у МВт) та основані на ОРЧ Маржинальні ціни балансуючої енергії (у грн. / МВт-год), які повинні використовуватись для розрахунків за Балансуючу енергію, включаючи активацію Балансуючої енергії в реальному часі Одиницями постачання послуг з балансування відповідно до їх Остаточних повідомлень про фізичний відбір/відпуск (у МВт-год за Розрахунковий період).

13.2. Основані на ОРЧ Маржинальні ціни балансуючої енергії (у грн. / МВт-год) визначаються в кожній Зоні для кожної ОРЧ як:

а). найбільша ціна Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження, яка активується, коли Система в Зоні має дефіцит, тобто коли сума кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на збільшення виробництва (або для зменшення відбору електроенергії) в Зоні більше суми кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) в Зоні. Ця ціна називається Маржинальна ціна балансуючої енергії на завантаження;

а). найбільша ціна Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження, яка активується, коли Система в Зоні має дефіцит, тобто коли сума кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на збільшення виробництва (або для зменшення відбору електроенергії) в Зоні більше суми кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) в Зоні. Ця ціна називається Маржинальна ціна балансуючої енергії на завантаження. Для цієї ситуації для прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) у відповідний період застосовується ціна останньої (найменшої за ціною) активованої Пропозиції на балансуючу електроенергію на розвантаження;

Необхідно врахувати ситуацію, коли в одну ОРЧ буде прийнято Пропозиції як на навантаження, так і на розвантаження

б). найменша ціна Пропозиції на балансуючу енергію на розвантаження, яка активується, коли Система в Зоні має профіцит, тобто коли сума кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на збільшення виробництва (або для зменшення

б). найменша ціна Пропозиції на балансуючу енергію на розвантаження, яка активується, коли Система в Зоні має профіцит, тобто коли сума кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на збільшення виробництва (або для зменшення

Необхідно врахувати ситуацію, коли в одну ОРЧ буде прийнято Пропозиції як на навантаження, так і на розвантаження

відбору електроенергії) в Зоні менше суми кількості енергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) в Зоні. Ця ціна називається Маржинальна ціна балансуючої енергії на розвантаження;

відбору електроенергії) в Зоні менше суми кількості енергії прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) в Зоні. Ця ціна називається Маржинальна ціна балансуючої енергії на розвантаження. Для цієї ситуації для прийнятих Пропозицій на балансуючу енергію на збільшення виробництва (або для зменшення відбору електроенергії) у відповідний період застосовується ціна останньої (найбільшої за ціною) активованої Пропозиції на балансуючу електроенергію на завантаження;

в). Якщо Система в Зоні не знаходиться ані в дефіциті, ані в профіциті, тобто коли сума кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу електроенергію на збільшення виробництва (або для зменшення відбору електроенергії) в Зоні дорівнює сумі кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу електроенергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) в Зоні, або якщо активовані Пропозиції на балансуючу електроенергію були позначені як такі, що вирішують обмеження Система в Зоні. Тоді Маржинальна ціна балансуючої електроенергії цього ОРЧ буде обчислюватись на основі середньої ціни ОРЧ відповідно до того ж самого часу доби або за 3 (три) попередні Робочі дні, якщо ОРЧ знаходиться в Розрахунковому періоді у Робочий день, або за 3 (три) попередні вихідні дня, якщо ОРЧ знаходиться у Розрахунковому періоді у вихідний день.

в). Якщо Система в Зоні не знаходиться ані в дефіциті, ані в профіциті, тобто коли сума кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу електроенергію на збільшення виробництва (або для зменшення відбору електроенергії) в Зоні дорівнює сумі кількості електроенергії прийнятих Пропозицій на балансуючу електроенергію на зменшення виробництва (або для збільшення відбору електроенергії) в Зоні, або якщо всі активовані Пропозиції на балансуючу електроенергію були позначені як такі, що вирішують обмеження Системи в Зоні. Тоді Маржинальна ціна балансуючої електроенергії цього ОРЧ буде обчислюватись на основі середньої ціни ОРЧ відповідно до того ж самого часу доби або за 3 (три) попередні Робочі дні, якщо ОРЧ знаходиться в Розрахунковому періоді у Робочий день, або за 3 (три) попередні вихідні дня, якщо ОРЧ знаходиться у Розрахунковому періоді у вихідний день.

Слід уточнити, що тільки у випадку, якщо ВСІ активовані пропозиції були позначені як такі, що вирішують обмеження Системи (тобто темає пропозицій, які можуть визначити маржинальну ціну) Існує ризик, що середня ціна буде нижче заявленої ціни учасником балансування Існує ризик, що при активації позначених пропозицій («що вирішують обмеження Система в Зоні»), маржинальні ціни не будуть формуватись (будуть завжди середніми). – можливе зловживання з боку ОСП. Є протиріччя з п. 13.4.: «Пропозиції на балансуючу електроенергію на завантаження і розвантаження, які активовані через обмеження Системи, повинні позначатись і виключатись під час обчислення Маржинальної ціни балансуючої електроенергії.»

г). Для згаданих вище загальних положень можуть застосовуватись виключення, які описані у Керівництві з балансуючого ринку та Керівництві з допоміжних послуг.

виключити Пункт 13.2 має визначити всі можливі випадки для формування ціни за балансування. Не зрозумілий статус Керівництв Відповідно до Закону Регулятор затверджує тільки правила ринку Керівництва мають бути невід’ємними додатками до цих правил ринку В іншому випадку НКРЕКП не зможе їх погоджувати

13.3. У кожній Зоні Маржинальна ціна балансуючої електроенергії (у грн./МВт-год) за кожен Розрахунковий період визначається як середньозважена з досягнутих в ОРЧ Маржинальних цін балансуючої енергії (у грн. / МВт-год) за згаданий вище Розрахунковий період, зважена за відповідними абсолютними значеннями активованих обсягів Балансуючої електроенергії (у МВт-год) за кожну ОРЧ.

Виключити Враховано у пропозиціях до п 18.2 Пункт не відповідає суті розділу. В розділі говориться про оплату балансуючої енергії, а визнечення із пункту 13.3 використовується у розділі 18 для Розрахунків за небаланс

13.4. Пропозиції на балансуючу електроенергію на завантаження і розвантаження, які активовані через обмеження Системи, повинні позначатись і виключатись під час обчислення Маржинальної ціни балансуючої електроенергії.

14. Оплата Балансуючої енергії

14.1. У кожній Зоні і для кожної Одиниці постачання послуг з балансування, активована Балансуюча енергія на завантаження за кожен Розрахунковий період дорівнює сумі активованої Балансуючої енергії на завантаження за вирахуванням активованої Балансуючої енергії на розвантаження за кожну ОРЧ протягом вказаного Розрахункового періоду в Зоні. Якщо сума позитивна, це означає, що кількість активованої Балансуючої енергії на завантаження більша, ніж кількість активованої Балансуючої енергії на розвантаження протягом Розрахункового періоду в Зоні. Обчислення активованої Балансуючої енергії на завантаження Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z здійснюється наступним чином:

, де:

– активована Балансуюча енергія на завантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , для ОРЧ , МВт-год;

– активована Балансуюча енергія на завантаження Одиниці

постачання послуг з балансування e , в Зоні z, для ОРЧ rtu, МВт-год; Не вистачає символів

– активована Балансуюча енергія на розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , для ОРЧ , МВт-год.

– активована Балансуюча енергія на розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, для ОРЧ rtu, МВт-год.

Не вистачає символів

14.2. У кожній Зоні і для кожної Одиниці постачання послуг з балансування, активована Балансуюча енергія на розвантаження за кожен Розрахунковий період дорівнює сумі активованої Балансуючої енергії на розвантаження за вирахуванням активованої Балансуючої енергії на завантаження за кожну ОРЧ протягом вказаного Розрахункового періоду в Зоні. Якщо сума позитивна, це означає, що кількість активованої Балансуючої енергії на розвантаження більша, ніж кількість активованої Балансуючої енергії на завантаження протягом Розрахункового періоду в Зоні. Обчислення активованої Балансуючої енергії на розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z здійснюється наступним чином:

, де:

– активована Балансуюча енергія на завантаження Одиниці

постачання послуг з балансування , в Зоні , для ОРЧ , МВт-год;

– активована Балансуюча енергія на завантаження Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, для ОРЧ rtu, МВт-год;


– активована Балансуюча енергія на розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , для ОРЧ , МВт-год.

– активована Балансуюча енергія на розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, для ОРЧ rtu, МВт-год.


14.3. Усереднена диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z обчислюються наступним чином:

, ,e z tFPQ – Обсяг остаточного повідомлення про фізичний

відбір/відпуск Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

, ,e z tFPQ – Обсяг остаточного повідомлення про фізичний

відбір/відпуск Одиниці постачання послуг з балансування e , в Зоні z, за Розрахунковий період t , МВт-год;


, ,upe z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на завантаження

Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

, ,upe z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на завантаження

Одиниці постачання послуг з балансування e , в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год;


, ,dne z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на розвантаження

Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год.

, ,dne z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на розвантаження

Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год.


14.4. Для Одиниці постачання послуг з балансування e, яка є Одиницею ВДЕ, що працює не за «зеленим» тарифом, або Агрегатором ВДЕ, відхилення в межах допуску вважається Балансуючою енергією, незважаючи на те, що Балансуюча енергія не була результатом Диспетчерської команди. Для цих ППБ, скоригована Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z обчислюється наступним чином:

Виключити

Законом «Про ринок електричної енергії» не передбачено «допуск небаласу енергії» для одиниць ВДЕ, що не працюють за «зеленим» тарифом. Tolerance margin – нечутливість до небалансу визначено лише для виробників ВДЕ в межах балансуючої групи Гарантованого покупця. При цьому Гарантований покупець не має переваг щодо оплати небалансів перед іншими учасниками ринку Пропонуємо виключити п. 14.4, що не відповідають закону. Дискримінаційна норма щодо всіх інших типів геренацій. Жодна генерація не може з точністю до кВт виконати свій графік. #АМК

, де:

Виключити Пояснення Див. вище

– Усереднена диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;


– допуск Небалансу енергії Одиниці постачання послуг з балансування , який встановлений рішенням Адміністратора розрахунків і схвалений Регулятором за кожним типом технології відновлювального джерела енергії (0 ≤ ≤ 1), од;


– Виміряна енергія Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z, МВт-год.


Значення допуску Небалансу електроенергії є різним для Одиниць ВДЕ, які не працюють за «зеленими» тарифами, та Агрегаторів ВДЕ, і є нульовим для всіх інших категорій Постачальників послуг з балансування. Значення допуску Небалансу електроенергії встановлюється рішенням Адміністратора розрахунків і схвалюється Регулятором.


Для Одиниць постачання послуг з балансування (окрім Одиниць ВДЕ, що працюють не за «зеленим» тарифом, та Агрегаторів ВДЕ) скоригована Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z буде дорівнювати Усередненій диспетчерській команді:


Виключити Пояснення Див. вище 14.5. Балансуюча енергія Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період обчислюється наступним чином:

14.5. Балансуюча енергія Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, за Розрахунковий період обчислюється наступним чином:

, , , , , , , >0 та , , > , , , , , , , , , >0 та , , < , , , де:

та та

Виправити формулу з урахуванням пропозиції щодо виключення п. 14.4 (що не відповідає Закону). Замінити на Замінити а

– Скоригована Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e, яка є Одиницею ВДЕ, що працює не за

– Усереднена Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год.

Замінити на «Скоригована» замінити на «усереднена»

«зеленим» тарифом, або Агрегатором ВДЕ, в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год.

Виключити «яка є Одиницею ВДЕ, що працює не за «зеленим» тарифом, або Агрегатором ВДЕ,» з урахуванням виключення до п.14.4

Для інших категорій Постачальників послуг з балансування Скоригована Диспетчерська команда дорівнює Усередненій диспетчерській команді.

виключити З урахуванням виправлення формули (див. вище)

– Обсяг остаточного повідомленням про фізичний відбір/відпуск Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z, МВт-год;

14.6. Для Генеруючих одиниць, що надають аРВЧ (працюють під САРЧП), Скоригована Диспетчерська команда дорівнює Виміряній енергії, і їх Балансуюча енергія для Розрахункового періоду t в Зоні z дорівнює:

, де: – Виміряна енергія Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

– Обсяг остаточного повідомленням про фізичний відбір/відпуск Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z, МВт-год.

14.7. В кожній Зоні величина нарахування/списання коштів Одиниці постачання послуг з балансування, включаючи кваліфіковані Одиниці ВДЕ, що працюють не за «зеленим» тарифом, і Агрегаторів ВДЕ за кожен Розрахунковий період для Балансуючої енергії в Зоні, за виключенням випадків, описаних в пункті 14.14, обчислюється відповідно до наступних формул:

якщо Система в дефіциті в Зоні, протягом Розрахункового періоду (

), активована Балансуюча електроенергія на завантаження за кожен Розрахунковий період в Зоні розраховується за Маржинальною ціною балансуючої електроенергії на завантаження

Зони, а Балансуюча енергія на розвантаження за кожен Розрахунковий період в Зоні списується за ціною останньої (найменшої за ціною) активованої Пропозиції на балансуючу електроенергію на розвантаження в Зоні, тобто:

т а т т а т

, де:

т а т т а т

, де:

Замінити на «Скоригована» замінити на «усереднена» з урахуванням змін до пп.14.4-14.5

– Маржинальна ціна балансуючої електроенергії на

завантаження Зони для активації Балансуючої електроенергія на завантаження на Балансуючому ринку реального часу за Розрахунковий період , грн/МВт-год;

– Маржинальна ціна балансуючої електроенергії на

завантаження Зони для активації Балансуючої електроенергія на завантаження на Балансуючому ринку реального часу за Розрахунковий період t, грн/МВт-год;


– Балансуюча енергія Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z, МВт-год;

– найменша Ціна Пропозиції на балансуючу електроенергію на розвантаження, яка активується, для Розрахункового періоду t в Зоні z, грн/МВт-год;


якщо Система в профіциті протягом Розрахункового періоду (тобто (

), Балансуюча енергія на розвантаження за

кожен Розрахунковий період списується за Маржинальною ціною балансуючої електроенергії на розвантаження Зони, і Балансуюча енергія на завантаження за кожен Розрахунковий період розраховується за ціною останньої (найдорожчої) активованої Пропозиції на балансуючу електроенергію на завантаження

в Зоні, то:

т а т т а т

, де:

т а т т а т

, де:

Замінити на «Скоригована» замінити на «усереднена» з урахуванням змін до пп.14.4-14.5

– найбільша Ціна Пропозиції на балансуючу електроенергію

на завантаження, яка активується, в Зоні z, для Розрахункового періоду t, грн/МВт-год;

– Балансуюча енергія Одиниці постачання послуг з балансування e в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год;

– Маржинальна ціна балансуючої електроенергії на розвантаження в Зоні z, за активацію Балансуючої електроенергії на розвантаження на Балансуючому ринку реального часу за Розрахунковий період t, грн/МВт-год;


14.8. Наведені вище дебетування / кредитування сумуються за кожен Розрахунковий період t, Торгового дня d та за кожним ППБ p, що представляє Одиниці постачання послуг з балансування e, для всіх Зон Z у спосіб, наведений нижче, та нараховуються/списуються з Рахунку небалансів:

, ,

14.9. Наведені вище платежі / надходження сумуються за місяць і для кожного ППБ (який управляє / представляє Одиниці постачання послуг з балансування ), і для всіх ППБ разом наступним чином:

Виключити Не зрозумілий розрахунок з урахуванням дій щодо дебетування/кредитування у попередньому пункті.

Виключити Виключити 14.10. Оплата Одиницям постачання послуг з балансування, для яких Оператор системи передачі активує Балансуючу електроенергію на завантаження та на розвантаження внаслідок управлінням системними обмеженнями, буде здійснюватись на принципі оплати за заявленою ціною, а саме – на основі їх Ціни Пропозиції на балансуючу електроенергію

14.10. Оплата Одиницям постачання послуг з балансування, для яких Оператор системи передачі активує Балансуючу електроенергію на завантаження та на розвантаження внаслідок управління системними обмеженнями, здійснюється за принципом заявленої ціни, а саме – на основі їх Ціни Пропозиції на балансуючу електроенергію Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z.


14.11. Рахунок балансування енергії поповнюється списанням коштів з усіх учасників ППБ та відраховується на зарахування коштів всім учасникам ППБ.

Глава 3: Розрахунки за небаланси 15. Загальні положення 15.1. Адміністратор розрахунків використовує Систему 15.1. Адміністратор розрахунків використовує Систему Редакційна правка:

розрахунків за небаланси для проведення відповідних обчислень дебетувань/кредитувань Ринкових рахунків СВБ для платежів і зборів при Розрахунках за небаланс. Система розрахунків за небаланси є частиною Системи управління ринком. Система розрахунків за небаланси отримує інформацію про Ринкові рахунки СВБ.

розрахунків за небаланси для проведення відповідних розрахунків, дебетувань/кредитувань Ринкових рахунків СВБ для платежів і зборів при Розрахунках за небаланс. Система розрахунків за небаланси є частиною Системи управління ринком. Система розрахунків за небаланси містить інформацію про Ринкові рахунки СВБ.

- «отримує інформацію» - від кого отримує? «отримує» замінити на «містить» - «відповідних обчислень» замінити на «відповідних розрахунків»

16. Огляд Розрахунків за небаланс 16.1. Розрахунки за небаланси включають обчислення Небалансу енергії, шляхом проведення наступних розрахунків для кожного Торгового дня:

а). Небаланси енергії кожної СВБ для кожного Розрахункового періоду Торгового дня;

б). Кредиту та дебету за Небаланси енергії для кожної СВБ для кожного Розрахункового періоду Торгового дня;

16.2. Учасники ринку, які представлені Сторонами, відповідальними за баланс, визначені наступним чином:

Не має трейдерів, оператора ринку, гарантованого покупця

а). кожна Генеруюча одиниця; б). кожен Представник навантаження, що представляє портфель Відборів та малих блоків.

в). кожен Виробник ВДЕ, що представляє Одиниці ВДЕ, які працюють поза «зеленим» тарифом;

г). кожна Одиниця ТЕЦ; д). кожен Агрегатор розподіленої генерації, що представляє портфель Одиниць ВДЕ поза «зеленим» тарифом або малих Одиниць ТЕЦ;

е). ОСП за втрати в Системі передачі та міждержавні перетоки, окрім задекларованого експорту/імпорту;

ж). ОСР, за втрати в Системах розподілу. 16.3. Дані розрахунків за Небаланси електроенергії складаються з Обсягів остаточного повідомленням про фізичний відбір/відпуск, Диспетчерських команд Балансуючого ринку реального часу, Цін небалансу, і Даних комерційного обліку, визначених згідно з Кодексом комерційного обліку.

16.3. Дані розрахунків за Небаланси електроенергії складаються з Обсягів остаточного повідомленням про фізичний відбір/відпуск, Диспетчерських команд Балансуючого ринку реального часу, Цін небалансу, і Даних комерційного обліку.

У правилах ринку не має визначення «Дані комерційного обліку», є визначення «Дані обліку (Metering Data) Обсяг енергії, виміряний та записаний Лічильником». Потребує доопрацювання визначення «дані обліку» замінити на «дані комерційного обліку» у визначеннях. Виключити зайве посилання на інший нормативний документ

17. Обчислення Небалансів 17.1. В кожній Зоні Небаланс енергії кожної СВБ обчислюється з урахуванням Балансуючої енергії, поставленої (та оплаченої) будь якою Одиницею постачання послуг з балансування Учасника ринку з групи цієї СВБ.

17.2. Небаланс енергії СВБ b для Розрахункового періоду t в Зоні z обчислюється таким чином:

, де: , де: Замінити на «Скоригована» замінити на «усереднена» з урахуванням змін до пп.14.4-14.5 глави 2

– Сальдована позиція СВБ b для Розрахункового періоду t в Зоні z, яка розраховується в пункті 17.4

– Виміряна позиція СВБ b для Розрахункового періоду t в Зоні z, яка розраховується в пункті 17.5

– Скоригована Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e, яка є Одиницею ВДЕ, що працює не за «зеленим» тарифом, або Агрегатором ВДЕ, в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год.

– Усереднена Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e, в Зоні z, за Розрахунковий період t, МВт-год.

Замінити на «Скоригована» замінити на «усереднена» Виключити «яка є Одиницею ВДЕ, що працює не за «зеленим»

тарифом, або Агрегатором ВДЕ,» з урахуванням виключення п.14.4, що не відовідає Закону


17.3. Якщо розрахований небаланс енергії СВБ b в Зоні виявився негативний, то дана СВБ повинна купити із Системи енергію і оплатити за неї. Якщо розрахований небаланс енергії СВБ b в Зоні виявився позитивний, то дана СВБ повинна продати в Систему енергію і отримати за неї платіж.

17.4. Сальдована позиція СВБ b в Зоні , за Розрахунковий період t, обчислюється наступним чином:

17.4. Сальдована позиція СВБ b в Зоні z , за Розрахунковий період t, обчислюється наступним чином:

Не вистачає символу z

, де: – Остаточне повідомлення фізичного відпуску (позитивне значення) одиниці u, що належить СВБ b, для Розрахункового періоду t в Зоні z,

– Остаточне повідомлення фізичного відпуску (позитивне значення) генеруючої одиниці u, що належить СВБ b, для Розрахункового періоду t в Зоні z,

Що таке одиниця u? Додати «генеруючої»

– Остаточне повідомлення фізичного відбору (негативне значення) Представника навантаження p, що належить СВБ b, для Розрахункового періоду t в Зоні z;

– Різниця між ринковою позицією та сумою остаточних повідомлень фізичного відпуску/відбору Учасника ринку p, що належить СВБ b, для Розрахункового періоду t в Зоні z.

Виключити Не зрозуміло який сенс у цій змінній. Пропонуємо ВИКЛЮЧИТИ Редакційна правка: замінити на Не зрозуміло, що таке ринкова позиція.

17.5. Виміряна позиція СВБ b в Зоні , за Розрахунковий період t, обчислюється наступним чином:

,де: – Дані обліку відпуску (позитивне значення) одиниці u, що належить групі СВБ для Розрахункового періоду t в Зоні z,

– Дані комерційного обліку відпуску (позитивне значення) генеруючої одиниці u, що належить групі СВБ для Розрахункового періоду t в Зоні z,

Для розрахунку небалансів СВБ мають використовуватить дані комерційного обліку, отримані відповідно до Кодексу комобліку У визначеннях необхідно замінити «дані обліку» на «дані комерційного обліку»

– Дані обліку відбору (негативне значення) Представника навантаження p, що належить групі СВБ для Розрахункового періоду t в Зоні z.

– Дані комерційного обліку відбору (негативне значення) Представника навантаження p, що належить групі СВБ для Розрахункового періоду t в Зоні z.

Див. пояснення вище

18. Отримання Ціни небалансу для Розрахунків за небаланс

18.1. Розрахунковим періодом для Розрахунків за небаланс СВБ є 1 (одна) година.

18.2. Ціна небалансу за Розрахунковий період t дорівнює Маржинальній ціні балансуючої електроенергії (у грн./МВт-год) , за Розрахунковий період t, яка розрахована відповідно до пункту 13 в залежності від того, чи є Система дефіцитна, профіцитна або збалансована.

18.2. Ціна небалансу за Розрахунковий період t дорівнює різниці між сумарною вартостю прийнятих Пропозицій на балансуючу електроенергію на збільшення та на зменшення виробництва, яка поділена на сумарний обсяг всіх прийнятих Пропозицій на балансуючу електроенергію на збільшення та на зменшення виробництва за відповідний Розрахунковий період t за кожним ППБ p, що представляє Одиниці постачання послуг з балансування e, для всіх Зон Z у спосіб, наведений нижче:

При розрахунку ціни не балансу не враховувалися прийнятих пропозицій, які мали протилежний відповідно до небалансу системи напрямок (збйльшення при профіциті системи на зменшення по дефіциті системи) та за якими здійснювалися розрахунки за ціною останньої (найменшої/найбільшої за ціною) активованої Пропозиції на балансуючу електроенергію Залишається питання щодо того, чи використовується єдина ціна розрахнуків за небаланси, або у нас діють різні ціни за небаланси для різних цінових зон

величина нарахування/списання коштів Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z, грн (визначена відповідно до п 14.7) – Балансуюча енергія Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z, МВт-год (визначена відповідно до п 14.5-14.6)

Розрахунки за однією ціною за небаланси можуть надавати некоректні стимули учасникам, чий небаланс був протилежний небалансу системи.

19. Дебетування/кредитування Небалансів 19.1. Для кожного СВБ Адміністратор розрахунків обчислює відповідні дебети або кредити у відповідності до їх Небалансів енергії.

19.2. Дебет/кредит у всіх випадках дорівнює Небалансу енергії , помноженому на Ціну небалансу :

Позитивне значення означає кредит для СВБ, тоді як негативне значення означає дебет СВБ в незалежності від напряму Небалансу Системи.

19.3. Вищезазначені дебети/кредити сумуються по всіх Зонах Z та по Торговому дню d наступним чином:

19.4. Вищезазначені дебети/кредити сумуються по місяцю m та по всіх СВБ b наступним чином:

19.5. Рахунок небалансу енергії поповнюється шляхом списання з усіх СВБ та списується шляхом зарахування з нього усім СВБ.

Глава 4: Розрахунки за Допоміжні послуги 20. Вхідні дані Розрахунків за Допоміжні послуги 20.1. Вхідні дані для Розрахунків за Допоміжні послуги складаються з результатів процедури закупівель ДП для придбання Резерву автоматичного відновлення частоти (аРВЧ), Резерву ручного відновлення частоти (рРВЧ), Резерву заміщення (РЗ), Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора (СК) та Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, даних по цінах та обсягах енергії для РПЧ та будь-яких аРВЧ, а також доступності потужності в реальному часі Постачальників допоміжних послуг, які декларуються або вимірюються в реальному часі.

21. Обчислення плати за Допоміжні послуги 21.1. Плата за РПЧ на завантаження та розвантаження базується на обов'язкових вимогах, зазначених в Кодексі системи передачі, які накладаються Оператором системи передачі на кожну кваліфіковану Генеруючу одиницю та/або Диспетчеризоване навантаження Постачальників допоміжних послуг за кожний Розрахунковий період

кожного Торгового дня, згідно з процедурою закупівель ДП, як описано в пункті 2.1 Розділу 3. Оплата Постачальнику допоміжних послуг по кожній одиниці e за постачання РПЧ обчислюється, як описано в наступних пунктах: а). РПЧ на завантаження та на розвантаження, які були доступні для надання в реальному часі Одиницею постачання допоміжних послуг за Розрахунковий період обчислюються наступним чином:

та , де:

– РПЧ на завантаження, який має бути наданий Одиницею

постачання допоміжних послуг протягом Розрахункового періоду згідно з відповідними зобов’язаннями щодо постачання РПЧ;

– прапорець (0/1), що позначає доступність Одиницею постачання

допоміжних послуг для надання в реальному часі необхідного РПЧ на завантаження протягом Розрахункового періоду (тут і надалі цей коефіцієнт, в разі доступності, – 1, в разі недоступності – 0);

– РПЧ на розвантаження, який має бути наданий Одиницею постачання допоміжних послуг протягом Розрахункового періоду згідно з відповідними зобов’язаннями щодо постачання РПЧ;

– прапорець (0/1), що позначає доступність Одиницею постачання допоміжних послуг для надання в реальному часі необхідного РПЧ на розвантаження протягом Розрахункового періоду ;

б). Платіж Одиниці постачання допоміжних послуг за надане РПЧ на завантаження і на розвантаження протягом Розрахункового періоду обчислюється наступним чином :

, де:

– Фіксована плата за готовність за постачання РПЧ на

завантаження протягом Розрахункового періоду t, як встановлено за результатами відповідної процедури закупівель ДП;

– Фіксована плата за готовність за постачання РПЧ на

розвантаження протягом Розрахункового періоду t, як встановлено за результатами відповідної процедури закупівель ДП;

в). Сукупне зарахування за надане РПЧ за кожен Розрахунковий період t Постачальнику допоміжних послуг p, який управляє / представляє декілька одиниць, обчислюється наступним чином:

г). Щоденне сукупне зарахування за надане РПЧ Постачальнику допоміжних послуг p обчислюється наступним чином:

д). Щомісячне сукупне зарахування за надане РПЧ Постачальнику допоміжних послуг p обчислюється наступним чином:

Ця сума за місяць зараховується на відповідний Ринковий рахунок Учасника ринку (в ролі Постачальника допоміжних послуг) і списується з Рахунку послуг з диспетчеризації A-E.

21.2. Вартість РЗ, аРВЧ і рРВЧ на завантаження і

розвантаження береться за результатми процедури закупівель за кожен Розрахунковий період кожного Торгового дня у відповідному місяці. Оплата відповідної Одиниці постачання допоміжних послуг e за постачання РЗ, аРВЧ і рРВЧ є за заявленою ціною та обчислюється так, як вказано в наступних пунктах: а). РЗ на завантаження і на розвантаження, який був доступний для надання в реальному часі Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t, відповідно, обчислюється наступним чином:

та

, де:

- Зобов’язання з РЗ на завантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e протягом Розрахункового періоду t, за результатами відповідної процедури закупівель ДП;

- прапорець (0/1), що позначає доступність цієї Одиниці

постачання допоміжних послуг e для надання необхідного РЗ на завантаження в реальному часі протягом Розрахункового періоду t;

- Зобов’язання з РЗ на розвантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e протягом Розрахункового періоду t, за результатами відповідної процедури закупівель ДП;


постачання допоміжних послуг e для надання необхідного РЗ на розвантаження в реальному часі протягом Розрахункового періоду t;

б). аРВЧ на завантаження і на розвантаження, який був доступний для надання в реальному часі Одиниці постачання допоміжних послуг за Розрахунковий період , відповідно, обчислюється наступним чином:

та

, де:

- Зобов’язання з аРВЧ на завантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e протягом Розрахункового періоду t, за результатами відповідної процедури закупівель ДП;


постачання допоміжних послуг для надання необхідного аРВЧ на завантаження в реальному часі протягом Розрахункового періоду ;

- Зобов’язання з аРВЧ на розвантаження Одиниці постачання допоміжних послуг протягом Розрахункового періоду , за результатами відповідної процедури закупівель ДП;


постачання допоміжних послуг для надання необхідного аРВЧ на розвантаження в реальному часі протягом Розрахункового періоду ;

в). рРВЧ на завантаження і на розвантаження, який був доступний для надання в реальному часі Одиниці постачання допоміжних послуг за Розрахунковий період , відповідно, обчислюється наступним чином:

та

, де:

- Зобов’язання з рРВЧ на завантаження Одиниці постачання допоміжних послуг протягом Розрахункового періоду , за результатами відповідної процедури закупівель ДП;


постачання допоміжних послуг для надання необхідного рРВЧ на завантаження в реальному часі протягом Розрахункового періоду ;

- Зобов’язання з рРВЧ на розвантаження Одиниці постачання допоміжних послуг протягом Розрахункового періоду , за результатами відповідної відної процедури закупівель ДП;


постачання допоміжних послуг для надання необхідного рРВЧ на розвантаження в реальному часі протягом Розрахункового періоду ;

21.3. Платежі Одиниці постачання допоміжних послуг e за надані РЗ, аРВЧ і рРВЧ на завантаження і на розвантаження протягом Розрахункового періоду t відповідно обчислюються наступним чином:

, де:

– Ціна , яка склалася за результатами процедури закупівлі, для

придбання РЗ на завантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t;

- Ціна, яка склалася за результатами процедури закупівлі, для

придбання РЗ на розвантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t;

- Ціна, яка склалася за результатами процедури закупівлі,

для придбання аРВЧ на завантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t;


для придбання аРВЧ на розвантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t;


для придбання рРВЧ на завантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t;


для придбання рРВЧ на розвантаження Одиниці постачання допоміжних послуг e за Розрахунковий період t.

21.4. Сукупне зарахування РЗ, аРВЧ і рРВЧ за кожен Розрахунковий період Постачальнику допоміжних послуг p, який управляє /представляє кількох одиниць, обчислюється наступним чином:

21.5. Щоденне сукупне зарахування за надання РЗ, аРВЧ і рРВЧ Постачальнику допоміжних послуг p обчислюється наступним чином:

21.6. Щомісячне сукупне зарахування за надання РЗ, аРВЧ і рРВЧ Постачальнику допоміжних послуг p обчислюється наступним чином:

21.7. Ця місячна сума зараховується на відповідний Ринковий рахунок Учасника ринку (в ролі Постачальника допоміжних послуг) і списується з Рахунку послуг з диспетчеризації A-E.

21.8. Щомісячне зарахування для Генеруючої одиниці e, яка надає Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії протягом місяця m календарного року y наступне:

, де

- щорічна оплата за Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, яка надається Генеруючою одиницею e щодо календарного року y;

- прапорець (0/1), що позначає, чи має право Генеруюча одиниця e на отримання оплати за Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії у певному місяці відповідно до пункту 5.3.д) Розділу 3 (1 – має право, 0 – не має права).

Посилання на п 5.3д Розділу 3 – не має цього розділу

Ця сума зараховується на відповідний Ринковий рахунок Учасника ринку (в ролі Постачальника допоміжних послуг) і списується з Рахунку послуг з диспетчеризації A-E.

Оплата за кожен Розрахунковий період t Генеруючої одиниці e, яка надає Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії протягом місяця календарного року y, розраховується шляхом ділення щомісячного кредитування на кількість Розрахункових періодів в місяці m.

Глава 5: Розрахунки платежів за невідповідність Запропонована редакція формул розрахунків платежів за невідповідність

(глава 5 розділ 5 Правил ринку) не стимулює суб'єкти ринку брати участь у ринку допоміжних послуг, оскільки фінансові ризики неможливо оцінити заздалегідь.

22. Введення 22.1. Надання недійсних даних в різних ринкових процесах або стратегічна поведінка з метою впливу на ціни і умови на оптовому ринку електроенергії є невідповідністю і тягне за собою накладання фінансових санкцій на відповідного Учасника ринку.

виключити Це питання регулюється законодавством про економічну конкуренцію Виключити – це не предмет правил ринку.

23. Невідповідність Постачальників допоміжних послуг Диспетчерським командам щодо Допоміжних послуг

23.1. Адміністратор розрахунків розраховує для кожного Розрахункового періоду t місяця m для кожної Одиниці постачання допоміжних послуг e кількість рРВЧ та/або РЗ, які Постачальник допоміжних послуг не був у змозі надати, незважаючи на відповідні

Диспетчерські команди, а також сплату з Одиниці постачання допоміжних послуг e за такий Розрахунковий період в розмірі NCAS_(e,t), яке розраховується за наступною формулою: , де: Можливість Адміністратором розрахунків встановлення коефіцієнти

підвищення штрафів (у формулах - А* з індексами) не передбачена Законом та за відсутності відповідної методики створює дисбаланс у відповідальності за зобов'язаннями сторін учасників ринку. Пропонується замінити на облікову ставку Національного банку України. Прогресивна система штрафування (у формулах - N* з індексами) не є економічно обґрунтованою та замість покращення якості допоміжних послуг може призвести до фінансових проблем через нарахування значних штрафів учасникам ринку. Пропонується вилучити.

- коефіцієнт збільшення оплати за невідповідність для Одиниці постачання допоміжних послуг за невиконання Диспетчерських команд із надання рРВЧ та/або РЗ;

– облікова ставка Національного банку України на Торговий день. Коефіцієнт збільшення оплати за невідповідність

- кількість Торгових днів у поточному календарному місяці, коли Одиниця постачання допоміжних послуг e не виконувала Диспетчерські команди із надання рРВЧ та/або РЗ;

вилучити Прогресивна система штрафування (у формулах - N* з індексами) не є економічно обґрунтованою та замість покращення якості допоміжних послуг може призвести до фінансових проблем через нарахування значних штрафів учасникам ринку. Пропонується вилучити.

- частина зобов’язань з рРВЧ, яка не була надана в реальному часі Одиницею постачання допоміжних послуг e протягом Розрахункового періоду t;

- платіж Одиниці постачання допоміжних послуг e за наданий рРВЧ протягом Розрахункового періоду t, обчислений в пункті 21.4 цього Розділу;

- частина зобов’язань з РЗ, яка не була надана в реальному часі Одиницею постачання допоміжних послуг e протягом Розрахункового періоду t;

- платіж Одиниці постачання допоміжних послуг e за наданий РЗ протягом Розрахункового періоду t, обчислений в пункті 21.4 цього Розділу.

23.2. Чисельне значення коефіцієнта збільшення витрат A_AS встановлюється на кожен календарний рік за рішенням Адміністратора розрахунків, яке повинно бути затверджене Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року. Воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року.

вилучити Замінено на

23.3. Ці нарахування списуються з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку (Учасника ринку, який управляє/представляє Одиницю постачання допоміжних послуг e) і зараховуються на Рахунок оплати за невідповідність A-D.

24. Наслідки подання неправомірної Декларації про неготовність

24.1. Оператор системи передачі перевіряє вірність та правильність поданих Декларацій про неготовність і чи відповідають вони вимогам цих Правил ринку.

24.2. Оператор системи передачі може у випадках, передбачених Кодексом системи передачі, анулювати повністю або частково Декларацію про неготовність. У випадку прийняття рішення про анулювання Декларації про неготовність або визнання такої декларації неприйнятною, Адміністратор розрахунків інформує про це Учасника

ринку та стягує з Учасника ринку p за Торговий день d суму NCAV_(p,d), яка обчислюється наступним чином: , де:

Можливість Адміністратором розрахунків встановлення коефіцієнти підвищення штрафів (у формулах - А* з індексами) не передбачена Законом та за відсутності відповідної методики створює дисбаланс у відповідальності за зобов'язаннями сторін учасників ринку. Пропонується замінити на облікову ставку Національного банку України. Прогресивна система штрафування (у формулах - N* з індексами) не є економічно обґрунтованою та замість покращення якості допоміжних послуг може призвести до фінансових проблем через нарахування значних штрафів учасникам ринку. Пропонується вилучити.

- стягнення за одиницю для Плати за невідповідність Учаснику ринку за ненадання дійсних Декларацій про неготовність про свої ресурси виробництва електроенергії;

- коефіцієнт підвищення Плати за невідповідність для Учасників ринку за ненадання дійсних Декларацій про неготовність про свої ресурси виробництва електроенергії;

– облікова ставка Національного банку України на Торговий день. Коефіцієнт збільшення оплати за невідповідність.

- кількість Торгових днів за поточний рік, коли Учасник ринку не надав дійсні Декларації про неготовність для своїх ресурсів виробництва електроенергії;


- Зареєстрована потужність ресурсу виробництва електроенергії u (відповідно до його Зареєстрованих експлуатаційних характеристик), для якого Учасник ринку p надав неприйнятну повну або часткову Декларацію про неготовність за Торговий день (для випадку подання прийнятної повної або часткової Декларації про неготовність для ресурсу виробництва електроенергії за Торговий день буде дорівнювати нулю).

24.3. Чисельні значення оплати для одиниці і коефіцієнта підвищення оплати встановлюються для кожного календарного року рішенням Адміністратор розрахунків, яке затверджується Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року, воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року.

24.3. Чисельне значення оплати для одиниці розраховується згідно з методикою Адміністратором розрахунків та затверджується Регулятором. До розробки та затвердження методики значення встановлюється у розмірі 1 Грн.

Ці величини повинні мати затверджену Регулятором методику розрахунку.

24.4. Ця оплата списується з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховується на Рахунок оплати за невідповідність A-D.

25. Наслідки надання неправомірних Техніко-економічних декларацій

25.1. У випадку прийняття рішення про неприйнятність Техніко-економічних декларацій у випадках, передбачених Кодексом системи передачі, для Одиниці постачання послуг з балансування або Одиниці постачання допоміжних послуг, Оператор системи передачі інформує про це Адміністратора розрахунків, який стягує з Постачальника послуг з балансування або Постачальника допоміжних послуг за Торговий день суму , яка розраховується за наступною формулою:

� � � ��

� � � � �¦, 1 1p d TD p uu p

NCTD UNCTD A NTD NCAP

, де:

Можливість Адміністратором розрахунків встановлення коефіцієнти підвищення штрафів (у формулах - А* з індексами) не передбачена Законом та за відсутності відповідної методики створює дисбаланс у відповідальності за зобов'язаннями сторін учасників ринку. Пропонується замінити на облікову ставку Національного банку

України. Прогресивна система штрафування (у формулах - N* з індексами) не є економічно обґрунтованою та замість покращення якості допоміжних послуг може призвести до фінансових проблем через нарахування значних штрафів учасникам ринку. Пропонується вилучити.

UNCTD - стягнення за одиницю для Плати за невідповідність Постачальника послуг з балансування або Постачальника допоміжних послуг за неподання дійсних Техніко-економічних декларацій по їх Одиницях постачання послуг з балансування або Одиницях постачання допоміжних послуг;

TDA - коефіцієнт збільшення для Плати за невідповідність Постачальника послуг з балансування або Постачальника допоміжних послуг p за неподання дійсних Техніко-економічних декларацій по їх Одиницях постачання послуг з балансування або Одиницях постачання допоміжних послуг;


pNTD - кількість Торгових днів за поточний рік, коли Постачальник

послуг з балансування або Постачальник допоміжних послуг p не подав дійсні Техніко-економічні декларації по їх Одиницях постачання послуг з балансування або Одиницях постачання допоміжних послуг;


uNCAP - Зареєстрована потужність Одиниці постачання послуг з

балансування або Одиниці постачання допоміжних послуг u (згідно з його Зареєстрованими експлуатаційними характеристиками), для якої Постачальник послуг з балансування або Постачальник допоміжних послуг p надав неприйнятні Техніко-економічні декларації за Торговий день (для випадку подання прийнятних Техніко-економічних декларацій для ресурсу виробництва електроенергії u за Торговий день d буде дорівнювати нулю).

25.2. Чисельні значення плати за одиницю UNCTD і коефіцієнта

збільшення оплати TDA встановлюються на кожен календарний рік за

рішенням Адміністратора розрахунків, які затверджуються Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року, і воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року.

25.2. Чисельне значення оплати для одиниці розраховується згідно з методикою Адміністратором розрахунків та затверджується Регулятором. До розробки та затвердження методики значення встановлюється у розмірі 1 Грн.


25.3. Ця оплата списується з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховується на відповідний Рахунок оплати за невідповідність A-D.

26. Наслідки неподання Пропозиції на балансуючу енергію

26.1. У випадку неподання Пропозиції на балансуючу електроенергію за Торговий день для Одиниці постачання послуг з балансування, яка зобов'язана зробити таке подання, Оператор системи передачі повідомляє про це Адміністратора розрахунків, який стягує з ППБ, у якого зареєстрована Одиниця постачання послуг з балансування u за такий Торговий день d, суму , яка обчислюється наступним чином:

� � � � � �%�

� � � � � �¦, , ,1 1 up dne d EO e e t e t

t dNCBEO UNCBEO A NBEO BEOO BEOO

Можливість Адміністратором розрахунків встановлення коефіцієнти підвищення штрафів (у формулах - А* з індексами) не передбачена Законом та за відсутності відповідної методики створює дисбаланс у відповідальності за зобов'язаннями сторін учасників ринку.

, де: Пропонується замінити на облікову ставку Національного банку України. Прогресивна система штрафування (у формулах - N* з індексами) не є економічно обґрунтованою та замість покращення якості допоміжних послуг може призвести до фінансових проблем через нарахування значних штрафів учасникам ринку. Пропонується вилучити.

UNCBEO - стягнення для Плати за невідповідність для Одиниці постачання послуг з балансування за неподання дійсних Пропозицій на балансуючу електроенергію до закриття воріт Балансуючого ринку;

%EOA - коефіцієнт збільшення оплати для Плати за невідповідність

Постачальникам послуг з балансування за неподання дійсної Пропозиції на балансуючу електроенергію до закриття воріт Балансуючого ринку;


eNBEO - кількість Торгових днів в поточному календарному році,

коли Одиниця постачання послуг з балансування e не подала дійсні Пропозиції на балансуючу електроенергію до закриття воріт Балансуючого ринку;


,upe tBEOO - частина зобов'язання Одиниці постачання послуг з

балансування e щодо надання Пропозицій на балансуючу електроенергію на завантаження за Розрахунковий період t до закриття воріт Балансуючого ринку, для якого така пропозиція не була надана; і

Не вистачає символу t Зайвий символ і

,dne tBEOO - частина зобов'язання Одиниці постачання послуг з

балансування e щодо надання Пропозицій на балансуючу електроенергію на розвантаження за Розрахунковий період t до закриття воріт Балансуючого ринку, для якого така пропозиція не була надана.

26.2. Чисельні значення плати за одиницю UNCBEO і коефіцієнта

збільшення оплати %EOA встановлюються для кожного календарного

року рішенням Адміністратора розрахунків, яке затверджується Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року, і воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року.

26.2. Чисельне значення плати за одиницю розраховується згідно з методикою Адміністратором розрахунків та затверджується Регулятором. До розробки та затвердження методики значення встановлюється у розмірі 1 Грн.


26.3. Так оплата списується з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховується на Рахунок оплати за невідповідність A-D.

27. Невідповідність Диспетчерським командам 27.1. У випадку невідповідності з боку Постачальника послуг з балансування будь-якій Диспетчерській команді, Оператор системи передачі вказує на таку невідповідність такому Постачальнику послуг з балансування і обчислює середнє абсолютне відхилення виробництва Активної потужності для такого Постачальника послуг з балансування від відповідної Диспетчерської команди відповідно до положень пункту 26 Розділу 4.

27.2. Якщо середньозважене абсолютне відхилення для такого Постачальника послуг з балансування перевищує [0,5] МВт для Активної потужності або [0,5] МВАр для Реактивної потужності, Оператор системи передачі повідомляє про це Адміністратору

27.2. Якщо середньозважене абсолютне відхилення для такого Постачальника послуг з балансування перевищує [10] МВт для Активної потужності або [10] МВАр для Реактивної потужності, Оператор системи передачі повідомляє про це Адміністратору

Недостатня точність вимірів може призвести до нарахування необґрунтованих штрафів.

розрахунків, який стягує з Одиниці постачання послуг з балансування за такий місяць суму , яка обчислюється за наступною формулою:

розрахунків, який стягує з Одиниці постачання послуг з балансування

за такий місяць суму ,e mNCDI , яка обчислюється за наступною

формулою:

� � � � � � !, , ,1 , 0e t DI e e m e tNCDI UNCDI A NDI PDM if MQ

, де:

Можливість Адміністратором розрахунків встановлення коефіцієнти підвищення штрафів (у формулах - А* з індексами) не передбачена Законом та за відсутності відповідної методики створює дисбаланс у відповідальності за зобов'язаннями сторін учасників ринку. Пропонується замінити на облікову ставку Національного банку України. Прогресивна система штрафування (у формулах - N* з індексами) не є економічно обґрунтованою та замість покращення якості допоміжних послуг може призвести до фінансових проблем через нарахування значних штрафів учасникам ринку. Пропонується вилучити.

UNCDI - Плата за невідповідність для Постачальників послуг з балансування за невиконання Диспетчерських команд;

DIA - коефіцієнт збільшення для Плати за невідповідність для Постачальників послуг з балансування за невиконання Диспетчерських команд;


eNDI - кількість днів у поточному календарному місяці, коли Одиниця

постачання послуг з балансування не виконала Диспетчерські команди;


,e mPDM - щодобове середнє абсолютне відхилення виробництва

Активної потужності Одиниці постачання послуг з балансування e від відповідних Диспетчерських команд для всіх Диспетчерських команд, виданих цій Одиниці постачання послуг з балансування протягом відповідного календарного місяця (яке має обмеження максимального значення 5 МВт, і встановлюється в нуль, якщо менше, ніж 0,5 МВт).

Чому лише активна потужність? І чому максимальне обмеження становить 5МВт??? Виключити максимальне обмеження і можна п.28 Правил виключити взагалі

27.3. Чисельне значення плата за невідповідність Постачлаьника

допоміжних послуг UNCDI та коефіцієнта збільшення оплати DIA

встановлюється для кожного календарного місяця рішенням Оператора системи передачі, яке затверджується Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за п’ять Робочих днів до початку відповідного місяця, і воно повинно бути чинним протягом цього календарного місяця і не може бути змінене протягом такого місяця.

27.3. Чисельне значення плата за невідповідність Постачлаьника допоміжних послуг розраховується згідно з методикою Адміністратором розрахунків та затверджується Регулятором. До розробки та затвердження методики значення встановлюється у розмірі 1 Грн.


27.4. Така оплата списується з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховується на Рахунок оплати за невідповідність A-D.

28. Наслідки значних систематичних відхилень у попиті, придбаному Представником навантаження, який представляє Недиспетчеризоване навантаження

Виключити Виключити п. 28 Це зайве адміністративне втручання. Є плата за небаланс.

28.1. У випадку встановлення систематичних протягом місяця значних відхилень між Даними обліку на всіх Одиницях відбору, представлених Представником навантаження за Розрахунковий період і відповідним Остаточним повідомленням про фізичний відбір Представника навантаження p, який представляє Недиспетчеризоване навантаження

Виключити Пояснення див. вище

(скориговане на будь-яку активовану Балансуючу енергію на завантаження/розвантаження будь-яких Диспетчеризованих навантажень e, представлених Представником навантаження), Адміністратор розрахунків стягує з такого Представника навантаження

суму ,p mNCBAL , яка обчислюється на основі суми загальних

абсолютних відхилень протягом місяця m і середньоквадратичного значення відхилення протягом місяця m. 28.2. Значне відхилення означає випадок, коли нормалізоване абсолютне

відхилення за місяць m перевищує граничний допуск ,ld ADEVTOL або

нормалізоване середньоквадратичне значення відхилень за місяць m

перевищує граничний допуск ,ld RMSDEVTOL .


28.3. Відхилення для кожного Розрахункового періоду t, ,p tDEV ,

абсолютне відхилення за місяць m ,p mADEV , нормалізоване

абсолютне відхилення за місяць m ,p mNADEV , місячне

середньоквадратичне відхилення ,p mRMSDEV , і нормалізоване

середньоквадратичне відхилення за місяць m ,p mNRMSDEV , для

Представника навантаження p визначаються наступним чином:

Виключити Пояснення див. вище Не має сенсу, так як сумма абсолютних відхиленнь завжди буде вище середньоквадратичного відхилення

� ��

� � �¦, , , , ,up dn

p t p t e t e t p te p

DEV MSQ SBE SBE MQ


� ¦, ,p m p t

t mADEV DEV


� ��

§ ·¨ ¸¨ ¸© ¹

� �¦ ¦

,,

, , ,

p mp m

up dnp t e t e t

t m e p

ADEVNADEV

MSQ SBE SBE


� ¦ 2

, ,p m p tt m

RMSDEV DEV

Виключити Пояснення див. вище Це не середньоквадратичне відхилення. Для розрахунку середньоквадратичного відхилення необхідно поділити на кількість відхилень за місяць

� ��

§ ·¨ ¸¨ ¸© ¹

� �¦ ¦

,,

, , ,

p mp m

up dnp t e t e t

t m e p

RMSDEVNRMSDEV

MSQ SBE SBE


, де:

,p tDEV - відхилення від Остаточного повідомленням про фізичний

відбір, скориговане на будь-яку активовану Балансуючу енергію на завантаження та/або розвантаження будь-яких Диспетчеризованих навантажень, представлених Представником навантаження p за Розрахунковий період t;


,p tMSQ - Остаточне повідомленням про фізичний відбір

Представника навантаження p за Розрахунковий період .


, ,,up dne t e tSBE SBE - активована Балансуюча електроенергія на

завантаження/розвантаження будь-яких Диспетчеризованих навантажень, представлених Представником навантаження p за Розрахунковий період t;


,p tMQ - Відбір (обчислюється в ТКО Одиниці відбору)

Представника навантаження p за Розрахунковий період t;


28.4. Щомісячне нарахування Представнику навантаження p за місяць m обчислюється як максимальний штраф, отриманий з місячного абсолютного та середньоквадратичного відхилення:


,, , ,

max ,, , , ,0

UNCBAL ADEV NADEV TOLADEV p m p m ld ADEV

NCBAL UNCBAL RMSDEV NRMSDEV TOLp m RMSDEV p m p m ld RMSDEV

§ ·§ · § ·� � �¨ ¸ ¨ ¸¨ ¸© ¹ © ¹¨ ¸¨ ¸§ · § · � � �¨ ¸ ¨ ¸¨ ¸© ¹ © ¹¨ ¸¨ ¸¨ ¸© ¹

, де:

Виключити Пояснення див. вище Не має сенсу, так як сумма абсолютних відхиленнь завжди буде вище середньоквадратичного відхилення

ADEVUNCBAL - стягнення за одиницю, яка відповідає Платі за

невідповідність Представнику навантаження за щомісячне нормалізоване абсолютне відхилення;


RMSDEVUNCBAL - стягнення за одиницю, яка відповідає Платі за

невідповідність Представникам навантаження за щомісячне нормалізоване середньоквадратичне відхилення;


,ld ADEVTOL - граничний допуск для накладання штрафів на

Представників навантаження за щомісячне нормалізоване абсолютне відхилення;


,ld RMSDEVTOL - граничний допуск для накладання штрафів на

Представників навантаження за щомісячне нормалізоване середньоквадратичне відхилення;


28.5. Чисельні значення плати за одиницю ADEVUNCBAL і

RMSDEVUNCBAL і граничні допуски ,ld ADEVTOL і

,ld RMSDEVTOL встановлюються для кожного календарного року

рішенням Адміністратора розрахунків, яке затверджується Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року, і воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року.


28.6. Ці платежі списуються з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховуються на Рахунок оплати за невідповідність A-D.


29. Наслідки значних систематичних відхилень у фактичному виробництві електроенергії недиспетчеризованими одиницями ВДЕ або недиспетчеризованим портфелем одиниць ВДЕ

29.1. У випадку встановлення значних відхилень між кількістю електроенергії, виробленої недиспетчеризованою Одиницею ВДЕ або недиспетчеризованим портфелем Одиниць ВДЕ протягом Розрахункового періоду і відповідним Остаточним повідомленням про фізичний відпуск цього Учасника ринку p, Адміністратор розрахунків

стягує з відповідного Учасника ринку суму ,e mNCBALR ,

обчислену на основі суми загальних абсолютних відхилень протягом місяця m і середньоквадратичного значення відхилення протягом місяця m.

29.2. Значне відхилення означає випадок, коли нормалізоване абсолютне

відхилення за місяць m перевищує граничний допуск ,r ADEVTOL або

нормалізоване середньоквадратичне значення відхилень за місяць m

перевищує граничний допуск ,r RMSDEVTOL .

29.3. Відхилення для кожного Розрахункового періоду t ,e tDEV ,

абсолютного відхилення за місяць m ,e mADEV , нормалізованого

абсолютного відхилення за місяць m ,e mNADEV , місячного

середньоквадратичного відхилення ,e mRMSDEV і нормалізованого

середньоквадратичного відхилення за місяць m ,e mNRMSDEV для

Учасника ринку e визначаються наступним чином:

�, , ,e t e t e tDEV MSQ MQ

� ¦, ,e m e t

t mADEV DEV

�

¦

,,

,

e me m

e tt m

ADEVNADEV

MSQ

� ¦ 2

, ,e m e tt m

RMSDEV DEV

�

¦ 2

,

,,

e tt m

e me m

MSQ

RMSDEVNRMSDEV

, де:

,e tDEV - відхилення від Остаточного повідомленням про фізичний

відпуск Учасника ринку e за Розрахунковий період t;

,e tMSQ - Остаточне повідомленням про фізичний відпуск Учасника

ринку e за Розрахунковий період t.

,e tMQ - вироблена електроенергія (обчислена у ТКО Генеруючої

одиниці) Учасника ринку e за Розрахунковий період t; ,e tMQ - вироблена електроенергія Учасника ринку e за

Розрахунковий період t;

Див. пояснення до пункту Глосарію «Точка комерційного обліку (ТКО)».

29.4. Щомісячна оплата Учаснику ринку p за місяць m обчислюється як максимальний штраф, отриманий з місячного абсолютного та середньоквадратичного відхилення:

� � � ��

,, , ,

max ,, , , ,0

UNCBALR ADEV NADEV TOLADEV e m e m r ADEV

NCBAL UNCBALR RMSDEV NRMSDEV TOLe m RMSDEV e m e m r RMSDEV

§ ·� � �¨ ¸¨ ¸¨ ¸ � � �¨ ¸¨ ¸¨ ¸© ¹

, де:

ADEVUNCBALR - стягнення, яка відповідає Платі за

невідповідність Одиниці ВДЕ за місячне нормалізоване абсолютне відхилення;

RMSDEVUNCBALR - стягнення, яке відповідає Платі за

невідповідність Одиниці ВДЕ за місячне нормалізоване середньоквадратичне відхилення;

,r ADEVTOL - граничний допуск для накладання штрафів на Одиниці

ВДЕ за місячне нормалізоване абсолютне відхилення;

,r RMSDEVTOL - граничний допуск для накладання штрафів на

Одиниці ВДЕ за місячне нормалізоване середньоквадратичне

відхилення;

29.5. Чисельні значення плати за одиницю ADEVUNCBALR і

RMSDEVUNCBALR , а також граничних допусків ,r ADEVTOL і

,r RMSDEVTOL встановлюються для кожного календарного року

рішенням Адміністратора розрахунків, яке затверджується Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року, і воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року.

29.6. Ці платежі, накопичені для всіх Учасників ринку, списуються з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховуються на Рахунок оплати за невідповідність A-D.

30. Перерозподіл Плати за невідповідність 30.1. Загальна кількість Плати за невідповідність, накопичена на Рахунку оплати за невідповідність A-D, зараховується на Рахунок загальносуспільних обов’язків A-H

Глава 6: Збірні рахунки 31. Рахунки Адміністратора розрахунків 31.1. Збірний рахунок A-G містить наступні субрахунки: а). UA-1: Збірний рахунок небалансів енергії. Це рахунок для розміщення коштів для балансування витрат/доходів на Рахунку балансування енергії A-A та Рахунку небалансів енергії A-B.

б). UA-2: Збірний рахунок послуг з диспетчеризації. . Це рахунок для розміщення коштів для покриття витрат Рахунку послуг з диспетчеризації A-E.

в). UA-3: Збірний рахунок фінансових гарантій. Це рахунок для розміщення коштів для покриття витрат Рахунку фінансових гарантій A-C.

г). UA-4: Збірний рахунок врегулювання. Це рахунок для розміщення коштів для перерахування/отримання СВБ яке може виникнути через процедури врегулювання, описані в Главі 9.

31.2. Якщо обслуговування бухгалтерських рахунків Розділу 5 проводиться Кліринговою установою та Гарантійною установою, деякі Збірні рахунки можуть бути непотрібні.

32. Збірний рахунок небалансів енергії UA-1 32.1. Збірний рахунок небалансів енергії UA-1 використовується для досягнення нульового сальдо Рахунку балансування енергії A-A та Рахунку небалансів енергії A-B.

32.2. Залишкова вартість Небалансу енергії у Розрахункового періоду t Торгового дня d містить дебетування і кредитування з Рахунку балансування енергії A-A та Рахунку небалансів енергії A-B для всіх списань/виплат Одиницям постачання послуг з балансування e та списань/виплат СВБ b:

, де - Списання або зарахування коштів Одиниці постачання послуг з балансування e за Балансуючу енергію протягом Розрахункового періоду t, який обчислюється відповідно до пункту

- Списання або зарахування коштів Одиниці постачання послуг з балансування e за Балансуючу енергію протягом Розрахункового періоду t, який обчислюється відповідно до пункту 14.8

Невірне посилання: замінити на 14.8

14.11 цього Розділу; цього Розділу; - Списання або зарахування коштів СВБ b за Небаланс енергії протягом Розрахункового періоду t, який обчислюється відповідно до пункту 19.3 цього Розділу;

32.3. Залишкова вартість Небалансу енергії може бути позитивною або негативною. У будь-яких випадках залишкова вартість Небалансу енергії розподіляється Представникам навантаження пропорційно їх обсягів Відбору протягом кожного Розрахункового періоду t наступним чином:

�¦

, ,,

, ,

1tlf

p t dp t t tlf

p t dp

CQHVUPLIFT RESID

CQHV, де

, ,tlf

p t dCQHV - Відбір кожного Представника навантаження p в ТКО

Одиниці відбору для кожного Розрахункового періоду t Торгового дня d, як обчислено в Кодексі комерційного обліку.

, ,tlf

p t dCQHV - Відбір кожного Представника навантаження p для

кожного Розрахункового періоду t Торгового дня d, як обчислено в Кодексі комерційного обліку.

Використовуються вже агреговані по точках дані Див. пояснення до пункту Глосарію «Точка комерційного обліку (ТКО)».

32.4. Збір для небалансу енергії для кожного Представника навантаження p для Торгового дня d є

�

¦, ,1 1p d p tt d

UPLIFT UPLIFT

32.5. Збір для небалансу енергії для кожного Представника навантаження p за календарний місяць m обчислюється наступним чином

�

¦, ,1 1p m p dd m

UPLIFT UPLIFT

32.6. Збір для небалансу енергії для кожного СВБ b за календарний місяць m обчислюється наступним чином:

32.7. Якщо Збір для небалансу енергії позитивний, він зараховується на Збірний рахунок небалансів енергії UA-1 і списується з Ринкового рахунку СВБ. Якщо негативний, його абсолютне значення списується зі Збірного рахунку небалансів енергії UA-1 і зараховується на Ринковий рахунок СВБ.

33. Збірний рахунок послуг з диспетчеризації UA-2 33.1. Збірний рахунок послуг з диспетчеризації UA-2 покриває витрати з Рахунку послуг з диспетчеризації A-E.

33.2. Витрати на Допоміжні послуги протягом Розрахункового періоду t Торгового дня d містять наступне:

а). списання з Рахунку послуг з диспетчеризації A-E для оплати за Резервну потужність Постачальникам допоміжних послуг;

б). списання з Рахунку послуг з диспетчеризації A-E для оплати за Послугу із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, надану Генеруючими одиницями;

Загалом вказані нижче суми обчислюються Адміністратором розрахунків:

, де - зарахування коштів всім Постачальникам допоміжних послуг, які надають РПЧ за Розрахунковий період е, обчислене відповідно до пункту 21.1 с). цього Розділу;

- зарахування коштів всім Постачальникам допоміжних послуг, які надають РЗ за Розрахунковий період е, обчислене відповідно до пункту 21.5 цього Розділу;

- зарахування коштів всім Постачальникам допоміжних послуг, які надають аРВЧ за Розрахунковий період t, обчислене відповідно до пункту 21.5 цього Розділу;

- зарахування коштів всім Постачальникам допоміжних послуг, які надають рРВЧ за Розрахунковий період t, обчислене відповідно до пункту 21.5 цього Розділу;

- зарахування коштів всім Постачальникам допоміжних послуг, які надають Послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії за Розрахунковий період е, обчислене шляхом поділу відповідних щомісячних платежів на одиниці відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії (відповідно до пункту 21.8 цього Розділу) на кількість Розрахункових періодів в цьому місяці.

33.3. Вартість в кожному Розрахунковому періоді е призначається Оператору системи передачі відповідно до його тарифу на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

33.3. Вартість в кожному Розрахунковому періоді t призначається Оператору системи передачі відповідно до його тарифу на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

Розрахунковий період t

33.4. Якщо Збір для допоміжних послуг позитивний, він зараховується на Збірний рахунок послуг з диспетчеризації UA-2 і сплачується Оператором системи передачі.

34. Збірний рахунок фінансових гарантій UA-3 34.1. Збірний рахунок фінансових гарантій UA-3 покриває витрати з Рахунку фінансових гарантій A-C. Ці витрати є фіксованими для Адміністратора розрахунків для покриття фінансових витрат Гарантійної установи (якщо така Гарантійна установа призначена), витрат Адміністратора розрахунків за послуги Клірингової установи, а також будь-які надзвичайні витрати, які виникають через несплачені борги Учасниками ринку, які не виконують зобов'язання, при будь-яких розрахунках, окрім розрахунків на Ринку «на добу наперед» і розрахунків на Внутрішньодобовому ринку.

34.1. Збірний рахунок фінансових гарантій UA-3 покриває витрати з Рахунку фінансових гарантій A-C. Ці витрати є фіксованими для ОСП для покриття фінансових витрат Гарантійної установи (якщо така Гарантійна установа призначена).

Пропонована редакція створює ризики щодо перекладання необшрунтованих витрат на учасників ринку. Якщо хтось на ринку не заплатить заплатять всі – ризик перекладання несплачених боргів на учасників ринку. Адміністратор розрахунків це не окрема установа - це підрозділ ОСП Якщо буде застосовано механізм клірингу – участнику ринку мають самостійно сплачувати витрати клірингу відповідно до договору.

34.2. Щомісячні витрати на Фінансові гарантії розподіляються між всіма Представниками навантаження p пропорційно до їх Даним обліку Відбору в кожному місяці m наступним чином:

34.2. Щомісячні витрати на Фінансові гарантії не можуть перевищувати 1 млн. грн та розподіляються між всіма Представниками навантаження p пропорційно до їх Даним обліку Відбору в кожному місяці m наступним чином:

Пропонуємо обмежити максимальне значення щомісячних витрат на Фінансові гарантії для уникнення зловживаннь

�

�

�¦¦¦

, ,

,, ,

3

tlfp t d

t mp m m tlf

p t dp t m

CQHVUPLIFT LOANC

CQHV, де

mLOANC - щомісячні витрати на Фінансові гарантії;

, ,tlf

p t dCQHV - Відбір на кожного Представник навантаження p в ТКО

Одиниці відбору за кожен Розрахунковий період t Торгового дня d. , ,

tlfp t dCQHV - Відбір на кожного Представник навантаження p за

кожен Розрахунковий період t Торгового дня d.

Використовуються вже агреговані по точках дані

34.3. Збір для фінансових гарантій для кожного Представника навантаження p за Торговий день d обчислюється наступним чином:

34.4. Збір для фінансових гарантій для кожного Представника навантаження p за календарний місяць m обчислюється наступним чином:

Дві формули у 34.2 та 34.4 для визначення показника

34.5. Збір для фінансових гарантій для кожного СВБ b за календарний місяць m обчислюється наступним чином:

34.6. Збір для фінансових гарантій зараховується на щоденній основі на Збірний рахунок фінансових гарантій UA-3 і списується з Ринкового рахунку СВБ.

35. Збірний рахунок врегулювання UA-4 35.1. Збірний рахунок врегулювання UA-4 відновлює витрати з Рахунку врегулювання A-F.

35.2. Плата для врегулювання розподіляється між Представникам навантаження пропорційно до їх Даних обліку Відбору в кожному місяці m наступним чином:

�

�

�¦¦¦

, ,

,, ,

4

tlfp t d

t mp m q tlf

p t dp t q

CQHVUPLIFT RECON

CQHV, де

qRECON - загальне дебетування (позитивне

значення)/кредитування (негативне значення) Рахунку врегулювання A-F в кварталі q, яке обчислюється в Додатку 1;

, ,tlf

p t dCQHV - Відбір за кожного Представника навантаження p в ТКО

Одиниці відбору за кожний Розрахунковий період t Торгового дня d. , ,

tlfp t dCQHV - Відбір за кожного Представника навантаження p

Одиниці відбору за кожний Розрахунковий період t Торгового дня d.

Використовуються вже агреговані дані

35.3. Збір для врегулювання для кожного СВБ b за календарний місяць m обчислюється наступним чином:

35.4. Збір для врегулювання зараховується у разі проведення Врегулювання на Збірний рахунок врегулювання UA-4 і списується з Ринкового рахунку СВБ.

Глава 7: Розрахунки за обов’язками із забезпечення загальносуспільних інтересів

36. Рахунок загальносуспільних обов’язків A-H 36.1. На Рахунок загальносуспільних обов’язків A-H отримуються/сплачуються наступні суми:

а). зарахування від Оператора системи передачі, отримані через його тариф на послуги з передачі електричної енергії;

б). перерахування на рахунки виконавців Обов’язків із забезпечення загальносуспільних інтересів.

36.2. Ця плата зараховується від Оператора системи передачі на щоденній основі на Рахунок загальносуспільних обов’язків A-H.

36.3. З Рахунку загальносуспільних обов’язків A-H перераховуються платежі виконавцям Обов’язків із забезпечення загальносуспільних інтересів, як вирішено Регулятором.

36.3 З Рахунку загальносуспільних обов’язків A-H перераховуються платежі виконавцям Обов’язків із забезпечення загальносуспільних інтересів, як вирішено Кабінетом Міністрів України.

Відповідно до ЗУ «Про ринок електроенергії», рішення про покладення спеціальних обов'язків для забезпечення загальносуспільних інтересів та умов (порядку) виконання таких спеціальних обов'язків приймаєтья КМУ. Порядок визначення компенсації, що надається учасникам ринку, на яких покладаються спеціальні обов'язки, також визначаються КМУ. На Регулятора покладено функцію здійснення моніторингу виконання спеціальних обов'язків для забезпечення загальносуспільних інтересів

Глава 8: Щодені звіти про розрахунки 37. Процедура щоденних розрахунків 37.1. Щоденні звіти про розрахунки і Остаточні щомісячні звіти про розрахунки надаються через Систему управління ринком кожному ППБ та СВБ і включають детальну інформацію щодо індивідуального зарахування і списання коштів ППБ та СВБ. Форма і зміст Початкових і Остаточних звітів про розрахунки описані в цій Главі.

37.2. Не пізніше 3-го (другого) Робочого дня після Торгового дня, Адміністратор розрахунків записує всі зарахування і списання у щоденному звіті про розрахунки, який буде наданий відповідним ППБ та СВБ.

38. Форма і зміст щомісячних звітів 38.1. Щоденний звіт про розрахунки для всіх ППБ та СВБ повинен мати наступну інформацію:

а). назва ППБ/СВБ і його ідентифікаційний номер; б). сума коштів, зарахованих ППБ/СВБ за декаду; в). сума коштів, списаних з ППБ/СВБ за декаду; г). чистий платіж (списання або зарахування) який повинен бути здійснений ППБ/СВБ Адміністратору розрахунків або Адміністратором розрахунків Учаснику за певний місяць;

д). будь-яка інша інформація, яка на розсуд Адміністратора розрахунків пояснює списання або зарахування в Подекадному звіті про розрахунки, якщо ця інформація не є конфіденційною.

е). списання за Плату за невідповідність, накладену на ППБ/СВБ за типом штрафу і Розрахунковим періодом.

38.2. Крім цього, Щоденний звіт про розрахунки повинен містити наступну інформацію для кожної Одиниці постачання послуг з балансування, зареєстрованого на ППБ:

а). надана Балансуюча енергія на завантаження і на розвантаження для кожної ОРЧ;

б). Диспетчерську команду ППБ для кожної ОРЧ; в). Дані обліку ТКО ППБ за кожен Розрахунковий період;

в). Дані обліку ППБ за кожен Розрахунковий період; Див. пояснення до пункту Глосарію «Точка комерційного обліку (ТКО)».

г). Санкціонований небаланс електроенергії ППБ за Розрахунковий період;

д). Допоміжні послуги, забезпечені ППБ за кожен Розрахунковий період і тип Резерву;

е). зарахування ППБ за кожен Розрахунковий період, отримане з процесу Розрахунків за балансуючу енергію;

ж). списання з рахунків ППБ за кожен Розрахунковий період, отримане з процесу Розрахунків за балансуючу нергію;

з). списання Плати за невідповідність, встановленої для ППБ за типом штрафу та Розрахунковим періодом;

и). сукупні зарахування ППБ за цілий місяць; к). сукупні списання з рахунків ППБ на користь Адміністратора розрахунків за цілий місяць.

38.3. Крім цього, Щоденний звіт про розрахунки повинен містити наступну інформацію для кожної іншої Сторони, відповідальної за баланс, для розрахунків за Небаланси:

а). назва СВБ та ідентифікаційний номер; б). сальдована позиція СВБ та Дані обліку СВБ; в). сукупні Дані обліку всіх Учасників, представлених СВБ за Розрахунковий період;

г). зарахування СВБ або списання з рахунків СВБ на користь Адміністратора розрахунків за кожен Розрахунковий період, отримані в процесі Розрахунків за небаланси;

Глава 9: Рахунок врегулювання A-G 39. Розрахунки для врегулювання 39.1. Обчислення врегулювання обсягів електричної енергії, описані в Кодексі комерційного обліку, призводять до кредитування/дебетування СВБ та Представників навантаження, залежно від масштабу і знаку врегулювання обсягівелектричної енергії. Таке кредитування/дебетування обчислюється відповідно до Додатку 1 до Правил ринку електричної енергії, а відповідні суми списуються/зараховуються з/на Рахунок врегулювання A-G з Ринкових рахунків Учасників ринку.

39.2. Обсяги врегулювання, які впливають на зареєстровані Відбір/Відпуск Учасників ринку у відповідній ТКО відбору/відпуску, також ініціюють обчислення врегулювання для таких Збірних рахунків:

39.2. Обсяги врегулювання, які впливають на зареєстровані Відбір/Відпуск Учасників ринку також ініціюють обчислення врегулювання для таких Збірних рахунків:

Використовуються вже агреговані по точках дані

а). для Збірного рахунку небалансів енергії UA-1, по відношенню тільки до компоненту витрат, виділених кожній СВБ пропорційно до її Даних обліку Відбору;

б). для Збірного рахунку фінансових гарантій UA-3; в). для Збірного рахунку врегулювання UA-4. 39.3. Обчислення врегулювання не призводить до нового обчислення Плати за невідповідність.

39.4. Рахунок врегулювання A-G дебетується / кредитується за допомогою грошових потоків врегулювання на Ринкові рахунки Учасника ринку згідно з обчисленнями врегулювання, описаними в пунктах 38.6 and 38.7 цього Розділу, і дебетується / кредитується з/на Збірного рахунку врегулювання UA-4. Чистий обсяг коштів на Збірному рахунку врегулювання UA-4 розподіляється кожній СВБ пропорційно до її Даних обліку Відбору електроенергії, як описано в пункті 26 цього Розділу.

Глава 10: Підсумкові звіти про розрахунки

31 січня 2018 року ________________________________ О.М. Нагорський

40. Подекадні підсумкові звіти про розрахунки 40.1. Для кожного розрахункового місяці здйснюється 3 (три) подекадних розрахунки – один для кожної декади. В контексті Подекадних розрахунків, Адміністратор розрахунків переглядає щоденні звіти про розрахунки, видані протягом відповідного періоду, і визначає та коригує будь-які помилки у дебетуванні і кредитуванні Небалансів. Подекадний розрахунок здійснюється на 5 робочий день після 11-го, 21-го та останнього дня розрахункового місяця.

40.2. Подекадний звіт про розрахунки мають форму і зміст щоденного звіту про розрахунки, і посилається на подекадну інформацію у подекадному розрахунковому періоді.

41. Підсумкові звіти про розрахунки з урахуванням врегулювання за попередні [6] місяців

41.1. Для кожного розрахункового місяці здйснюється Підсумковий розрахунок з урахуванням врегулювання за попередні 6 місяців. В контексті Підсумкових розрахунків, Адміністратор розрахунків переглядає щоденні звіти про розрахунки, видані протягом кожного з попередніх шести місяців, і визначає та коригує будь-які помилки у дебетуванні і кредитуванні Небалансів. Адміністратор розрахунків також перевіряє дані обчислень, які використовувались в щоденних розрахунках протягом будь-яких Надзвичайних ситуацій протягом відповідного періоду, враховуючи новіші дані.

41.2. Підсумковий розрахунок здійснюється на 15 робочий день після останнього дня розрахункового місяця. Підсумковий звіт про розрахунки має форму і зміст щоденного звіту про розрахунки, і посилається на щомісячну інформацію у підсумковому розрахунковому періоді.

TOB (TOPIOBA EHEPIETIFIHAKOMIIAHIf, <<EJIKOIV[')

yKpaiHa, 61058, M. XapKiB, Byn. PoMeE Poll,rau46yt.12,rer./tDarc: (057) 751-05-90, 7 1445-90

web: elcom.com.uae-mail: [email protected]

LLC (TRADE ENERGYCOMPAI{Y <dLCOl\{>)

12 Romain Rollaa4 Kharkiv, Ilkraine, 61058,tet.fax: (057) 751-05-90, 1 1445-90

web: elcom.com.uae-mail: teklaelcom.c-om.ua<(EJIKOM>>

Bnx. J\!76BiA (3O> ciqHq 2018 p,

Io.noei HaqioHarbnoi KoMicii', rqo3AiicHroe AeprcaBEe peryJrrcBaHEffy coepax eEepreTrrKETa KOMyHaJTbEEX trOqlyrBonry,{.8.

(I4odo HadaHHn nponnuqifi do npoeKmia,t4o atomb o3Ha&t pezyitmopHoao akm!))

Illanonuuft {nrnrpo BoJroauMupoBnqy!

TOB (TEK (EJIKOM> po3nrtrryJro npoeKTlz HopMarr4Bno-npaBoBlD( aICriB, qo 6yJMcxBaneHi HKPEKII .qJrr Br4KoHar{rur BtrMor 3aKoHy yKpal'Hu (flpo prEoK eJreKTpEqroi eEeprii>:

.4poeKT trocraHoBr4 (flpo 3arBepAxeHrur Ilpasr4Jr pmKy);

. IIpoerCT flocrarroBrr (flpo 3alBepAxeHHr flparun purn<y (Ha .406y EarlepeA> Tanrryrpim$o4o6oBoro pr4HKy> ;

. rrpoeKr fiocranoBr4 (IIpo 3arBepAxegiur KoaeKcy KoMeprliftHoro o6nircy ener<rpr,rwoieneprii>;

. flpoeKr trocragoBr,r (IIpo 3arBepAr(eHHr Ko,ueKcy crrcreM posno4irry>;

. rrpoeKr locraHoBr'r (IIpo sareep4xennr Koae(cy cHcreME [epeaaqiu

.4poeKT rrocrarroBr4 <IIpo :arnepaxenns MeroArxa (nopg+qy) Soplvryoannx lrJrartr 3anprEegar{HJr Ao cucreM H nepe4a.ri T a cucreu po:no4irry>;

. rrpoeKr fiocrarrorir <<flpo saraep4xenna flpasIEn pos4pi6noro ptHrry eJreK'rpawroi eneprii).

3a peynrrarou ana:risy aaauavewx 4orcylrenrin, EaAaeMo Anr BpaxyBaEE cnoi nponosr.rqiira 3a)rBOKeHHr (aoaarorrca).

,{o4aror: ua-Jl_ apx. y 1 nprarr.r.

3 noraroro,

[uperrop O.B. Ky.raurco

BuK. JIe&qbKt, /0 5 7n 5 I 0 5 90

Узагальнені зауваження та пропозиції до проекту рішення НКРЕКП, що має ознаки регуляторного акта, від ТОВ «ЕЛКОМ»

Редакція проекту рішення НКРЕКП Зауваження та пропозиції ТОВ «ЕЛКОМ» до проекту рішення НКРЕКП

Обґрунтування ТОВ «ЕЛКОМ» щодо наданих зауважень та пропозицій

Терміни та визначення Авто-виробник - Виробник, що пов'язаний зі споживанням (Відбором) більше, ніж [X МВт], де існує обмежена географічна близкість з Генеруючою одиницею, що перебуває у власності виробника і споживання, формування єдиного господарюючого суб'єкта. Географічна близькість означає, що передача енергії між Генеруючою одиницею і споживанням передається в установці Авто-виробника.

Виключити разом із виключення у тексті Правил ринку. Існування такого члена ринку не передбачено Законом України «Про ринок електричної енергії». Також проектом Правил ринку не встановлено іншої відмінності цього учасника від інших окрім назви.

Агрегатор ВДЕ - Підприємство, що представляє портфель Одиниць ВДЕ (можливо територіально розподілених), яким не встановлено «зелений тариф», включаючи блоки ГЕС встановленою потужністю 10-20 МВт


Агрегатор розподіленої генерації - Роль, яка об’єднує ролі Агрегатора ТЕЦ та Агрегатора ВДЕ. Одне і те саме підприємство може виконувати обидві ролі


Агрегатор ТЕЦ - Підприємство, що представляє портфель ТЕЦ (можливо територіально розподілених), яким не встановлено «зелений тариф», з встановленою потужністю менше 20 МВт


Акредитив - Безвідкличний резервний акредитив в формі, яка задовольняє Адміністратора розрахунків і дозволяє Адміністратору розрахунків негайно оплатити часткові виплати

Виключити. Не застосовується по тексту проекту Правил ринку.

Активна потужність - Визначення, яке наведено в Кодексі системи передачі

Виключити. Визначення відсутнє у Кодексі системи передачі та є загально прийнятим. Також це термін застосовується у Законі України «Про ринок електричної енергії», проте додатково не роз’яснений там.

Акредитив - Безвідкличний резервний акредитив в формі, яка задовольняє Адміністратора розрахунків і дозволяє Адміністратору розрахунків негайно оплатити часткові виплати


Балансуючий ринок реального часу - Сукупність організаційних, комерційних та оперативних заходів, які встановлюють ринкове управління балансом. Являє собою ринок для придбання Балансуючої енергії в режимі реального часу (для кожної ОРЧ, що складає кожні (15) хвилин), балансування попиту і пропозиції, з урахуванням всіх застосовних умов роботи системи в

Виключити. У подальшому тексті проекту Правил ринку застосовувати термін «Балансуючий ринок»

Термін не передбачений Законом України «Про ринок електричної енергії».

режимі реального часу. Балансуючий ринок видає Диспетчерські команди відповідним Постачальникам послуг з балансування в режимі реального часу.' Банківський рахунок оператора системи розподілу (Банківський рахунок ОСР) - Банківський рахунок, відкритий Оператором системи розподілу в Уповноваженому банку, визначеному Адміністратором розрахунків, який має використовуватись Оператором системи розподілу для всіх фінансових операцій з Адміністратором розрахунків


Висока напруга - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі

Виключити. Не передбачено проектами Кодексу системи передачі та Кодексу комерційного обліку. Натомість Кодексом комерційного обліку встановлена інша класифікація.

Відключення (знеструмлення) - Має значення, визначене Кодексом системи передачі.

Припинення електроживлення - Має значення, визначене Кодексом системи передачі.

Застосувати визначення передбачене Кодексом системи передачі.

Відключити (знеструмити) - Має значення, визначене Кодексом системи передачі.

Припинити електроживлення - Має значення, визначене Кодексом системи передачі.

Застосувати визначення передбачене Кодексом системи передачі.

Дата (день) набрання чинності - Дата, з якої Акредитив набирає чинності


Декларація про значне відключення - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі.

Виключити. Передбачити застосування у проекті Правил лише терміну «Декларація про неготовність».

Декларація про намір призупинити нормальне функціонування - Має значення відповідно до Розділу 8


Декларація про повну неготовність - Має значення відповідно до Розділу 8

Декларація про неготовність - Має значення відповідно до Розділу 8

Передбачити застосування у проекті Правил лише терміну «Декларація про неготовність».

Декларація про часткову неготовність - Має значення відповідно до Розділу 8


День розрахунків (платежів) - Робочий день, в який проведено розрахунки Сторін з Адміністратором розрахунків.


Депозитний рахунок - Окремий банківський рахунок Оператора системи передачі в Уповноваженому банку, який повідомляється Сторонам.


Диспетчеризована одиниця ГЕС - Одиниця виробництва електроенерії на ГЕС з встановленою потужністю більше 10 МВт, в т.ч. одиниці ГЕС, що не працюють за «зеленим тарифом», включаючи одиниці ГАЕС.


Доступна / наявна потужність - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі

Виключити. Не передбачено проектом Кодексу системи передачі.

Збір за небаланси електроенергії - Має значення відповідно до пункту 33 Розділу 5

Збір за небаланси електроенергії - Має значення відповідно до пункту 32 Розділу 5

Виправлення по суті посилання.

Значний користувач системи - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі


Інтегральна (профільована) точка комерційного обліку (ТКО) - ТКО, для якої Дані обліку недоступні для

Виключити. Пунктом 10.9 проекту Кодексу комерційного обліку електричної енергії не передбачене застосування прямих

кожного Розрахункового періоду і які відносяться до Класу профілю для визначення Виміряної енергії для одержання Сертифікованих даних обліку

даних вимірювання з інтегральної точки комерційного обліку напряму для розрахунків на ринку електричної енергії.

Міждержавний переток - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі.

Міждержавний переток – переток електричної енергії, що відбувається через між державний перетин.

Взначення не передбачено проектом Кодексу системи передачі.

Надзвичайна ситуація, в якій або відмовила система управління ринком, і в якій неможливо відновити нормальну роботу через неелектронний зв’язок, або серйозний збій Системи передачі або Системи розподілу. В такій ситуації Оператор системи передачі має негайно видати декларацію про надзвичайну ситуацію

Виключити. Визначення терміну зазначено у Законі України «Про ринок електричної енергії», а критерії такої ситуації відображені у Кодексі системи передачі.

Низька напруга - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі

Виключити. Не передбачено проектом Кодексу комерційного обліку.

Оціночна доля - Доля, в межах якої Представник навантаження представляє Інтегральні ТКО Одиниць відбору за кожним Класом профілювання. Оціночна доля розраховується на Межі системи передачі та системи розподілу Оператором системи розподілу на помісячній основі і має єдине значення для кожного Представника навантаження і для кожного Класу профілювання для всіх Розрахункових періодів місяця


Оцінена(орієнтовна) ціна енергії - Ціна енергії, що розрахована Регулятором, і буде застосовуватись в перші місяці роботи ринку електроенергії для розрахунку Фінансових гарантій


Реактивна потужність - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі


Регулювання напруги - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі


Середня напруга - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі

Виключити. Не передбачено проектом Кодексу системи передачі.

Споживач - Має значення відповідно до Закону Виключити. Термін визначений відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії» та в загальному використовується у Правилах роздрібного ринку.

Швидкість зміни навантаження - Має значення відповідно до Кодексу системи передачі

Виключити. Визначення відсутнє у Кодексі системи передачі та є загально прийнятим.

Розділ 1 Глава 1: Вступ та участь

4.4. Точна форма і дані, які мають надаватись разом із Заявою про участь у ринку та укладення договору про врегулювання небалансів, визначаються ОСП (в його

4.4. Точна форма і дані, які мають надаватись разом із Заявою про участь у ринку та укладення договору про врегулювання небалансів, визначаються ОСП (в його

Законом України «Про ринок електричної енергії» передбачено здійснення передачі та розподілу електричної енергії ( у тому числі купленої/проданої на

ролі Адміністратора розрахунків), і повинні включати таке: е). тим кандидатам, які бажають делегувати свою відповідальність за небаланс іншому Учаснику ринку (СВБ), – ідентифікаційні дані Ідентифікатор Учасника ринку (СВБ), у якого вони бажають зареєструватися в якості членів його Балансуючої групи, з відповідною письмовою згодою цього Учасника ринку (СВБ) прийняти його до Балансуючої групи, для якої він є СВБ; ж). заяву, оформлену на офіційному бланку компанії і складену в довільній формі, про те, що представлені дані є точними, повними і оновленими на дату подання. Керівництва до цих Правил ринку встановлюють детальні вимоги щодо надання даних, інформації та документів. Ці вимоги повинні підтримуватись в актуальному стані Адміністратором розрахунків та бути доступними для всіх кандидатів в Учасники ринку на сайті Оператора системи передачі.

ролі Адміністратора розрахунків), і повинні включати таке: е). відомості про укладений у учасника ринку Договір про передачу електричної енергії (для Постачальника та Споживача); є). відомості про укладений у учасника ринку Договір про розподіл електричної енергії (для Споживача, що приєднаний до ОСР); ж). тим кандидатам, які бажають делегувати свою відповідальність за небаланс іншому Учаснику ринку (СВБ), – ідентифікаційні дані Ідентифікатор Учасника ринку (СВБ), у якого вони бажають зареєструватися в якості членів його Балансуючої групи, з відповідною письмовою згодою цього Учасника ринку (СВБ) прийняти його до Балансуючої групи, для якої він є СВБ; з). заяву, оформлену на офіційному бланку компанії і складену в довільній формі, про те, що представлені дані є точними, повними і оновленими на дату подання. Керівництва до цих Правил ринку встановлюють детальні вимоги щодо надання даних, інформації та документів. Ці вимоги повинні підтримуватись в актуальному стані Адміністратором розрахунків та бути доступними для всіх кандидатів в Учасники ринку на сайті Оператора системи передачі.

ринку електричної енергії) відповідно до договорів про передачу та розподіл електричної енергії – частина четверта статті 33 та частина п’ята статті 46 Закону України «Про ринок електричної енергії».

9.11. Якщо Дефолтний Учасник ринку може порушити безпечну експлуатацію Системи передачі або Системи розподілу , то Регулятор може ініціювати перехід активів Виробника / Виробника ВДЕ / Агрегатора ВДЕ.

Виключити. Проект буде передбачено в окремому законі, на разі розроблено законопроект

Глава 2: Загальні положення 16.3 ОСП і ОСР повинні відкривати і підтримувати відповідні банківські рахунки (Банківський рахунок ОСП і Банківські рахунки ОСР відповідно) в певному банку, зазначеному Адміністратором розрахунків, який повинен використовуватися для всіх фінансових операцій Учасника ринку з ОСП (в його ролі Адміністратора розрахунків).

16.3 ОСП повинен відкривати і підтримувати відповідний банківські рахунки (Банківський рахунок ОСП) в певному банку, зазначеному Адміністратором розрахунків, який повинен використовуватися для всіх фінансових операцій Учасників ринку з ОСП (в його ролі Адміністратора розрахунків).

Проектом Правил рику не передбачено відокремлення Операторів системи передачі в якості окремого типу Учасників ринку.

Розділ 4 Глава 1: Допоміжні послуги

1.1. Допоміжні послуги (ДП) – це перелік послуг, придбаних Оператором системи передачі за Договором(ами) з надання допоміжних послуг (який(і) надано у Додатках до цих Правил ринку) у відповідності до Кодексу системи передачі. Керівництво з допоміжних послуг містить детальну інформацію щодо

1.1. Допоміжні послуги (ДП) – це перелік послуг, придбаних Оператором системи передачі за Договором(ами) з надання допоміжних послуг (який(і) надано у Додатках до цих Правил ринку). Керівництво з допоміжних послуг містить детальну інформацію щодо способу, за допомогою якого вимірюються відповідні

Відповідно до частини четвертої статті 69 Закону України «Про ринок електричної енергії» надання допоміжних послуг здійснюється відповідно до Правил ринку.

способу, за допомогою якого вимірюються відповідні послуги, процедури кількісного та якісного контролю, яких дотримується Оператор системи передачі, що встановлені з урахуванням експлуатаційних особливостей ОЕС України. Фізичний зміст ДП та технічні вимоги до їх характеристик визначені Кодексом системи передачі.

послуги, процедури кількісного та якісного контролю, яких дотримується Оператор системи передачі, що встановлені з урахуванням експлуатаційних особливостей ОЕС України. Фізичний зміст ДП та технічні вимоги до їх характеристик визначені Кодексом системи передачі.

3.3. Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК та Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії придбаваються за регульованими Типовими договорами Оператором системи передачі. Перелік учасників, які укладають з ОСП Договір на надання послуг з ДП, визначається ОСП відповідно до положень Кодексу системи передачі та за обгрунтованим поданням ОСП затверджується Регулятором.

3.3. Регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК та Відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії придбаваються за регульованими Типовими договорами Оператором системи передачі відповідно до плану покриття потреб у Допоміжних послугах. Перелік учасників, які укладають з ОСП Договір на надання послуг з ДП, визначається ОСП відповідно до положень Кодексу системи передачі та за обгрунтованим поданням ОСП затверджується Регулятором.

Необхідно уточнити терміни закупівлі відповідних послуг.

Розділ 4 Глава 3: Робота Балансуючого ринку

9.3 Агрегатор ТЕЦ (для малих Одиниць ТЕЦ) або Учасник ринку, який представляє Одиниці ТЕЦ, подає до Системи управління ринком для кожного Розрахункового періоду Остаточне повідомлення фізичного відпуску для кожної Одиниці ТЕЦ. Обсяги, що відносяться до їхнього графіку теплопостачання під схемами підтримки, відображаються у складі Остаточного повідомлення фізичного відпуску та розрізняються з обсягами, які перевищують його графік теплопостачання.

9.3 Обсяги, що відносяться до графіку теплопостачання Одиниць ТЕЦ під схемами підтримки, відображаються у складі Остаточного повідомлення фізичного відпуску та розрізняються з обсягами, які перевищують його графік теплопостачання.

Відповідний тип Учасників ринку не передбачений Законом України «Про ринок електричної енергії». Питання щодо агрегації даних та дії малих ТЕЦ може бути врегульовано загальним законодавством та не потребує додаткового уточнення у Правилах ринку.

12.7 Кожний Агрегатор ВДЕ, який представляє групу Одиниць ВДЕ, може на добровільній основі подавати Пропозиції на балансуючу енергію на завантаження та на розвантаження для всієї групи Одиниць ВДЕ.

Виключити. Відповідний тип Учасників ринку не передбачений Законом України «Про ринок електричної енергії». Питання врегулювання діяльності ВДЕ, що не працюють за “зеленим тарифом” може бути врегульовано загальним законодавством та не потребує додаткового уточнення у Правилах ринку.

Розділ 5: Розрахунки Глава 2: Розрахунки за балансуючу енергію

14.3 Усереднена диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z обчислюються наступним чином:

де

:

, ,e z tFPQ – Обсяг остаточного повідомлення про фізичний відбір/відпуск Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

, ,upe z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на

завантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

, ,dne z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на

розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год.

14.3 Усереднена диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z обчислюються наступним чином:

де:

, ,e z tFPQ – Обсяг остаточного повідомлення про фізичний відбір/відпуск Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

, ,upe z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на

завантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

, ,dne z tSBE – активована Балансуюча електроенергія на

розвантаження Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год.

Обґрунтування надані у наступному пункті.

14.4 Для Одиниці постачання послуг з балансування e, яка є Одиницею ВДЕ, що працює не за «зеленим» тарифом, або Агрегатором ВДЕ, відхилення в межах допуску вважається Балансуючою енергією, незважаючи на те, що Балансуюча енергія не була результатом Диспетчерської команди. Для цих ППБ, скоригована Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z обчислюється наступним чином:

, де:

– Усереднена диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування , в Зоні , за Розрахунковий період , МВт-год;

– допуск Небалансу енергії Одиниці постачання послуг з балансування , який встановлений рішенням Адміністратора розрахунків і схвалений Регулятором за кожним типом технології відновлювального джерела

енергії (0 ≤ ≤ 1), од;

– Виміряна енергія Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z,

Виключити. Проектом Правил ринку електричної енергії передбачено здійснювати розрахунок небалансу електричної енергії (різниця між фактичними обсягами та обсягами купленої і проданої електричної енергії, зареєстрованими відповідно до правил ринку) виходячи із запланованих (для всіх учасників) або фактичних (для автоматичного регулювання) даних наданого учасником ринку обсягу балансуючої енергії. Таким чином передбачення окремого порядку визначення обсягів наданої ВДЕ послуг з балансування, призводить до окремого розрахунку фактичного небалансу для ВДЕ, що в свою чергу не передбачено Законом України «Про ринок електричної енергії».

МВт-год. Значення допуску Небалансу електроенергії є різним для Одиниць ВДЕ, які не працюють за «зеленими» тарифами, та Агрегаторів ВДЕ, і є нульовим для всіх інших категорій Постачальників послуг з балансування. Значення допуску Небалансу електроенергії встановлюється рішенням Адміністратора розрахунків і схвалюється Регулятором. Для Одиниць постачання послуг з балансування (окрім Одиниць ВДЕ, що працюють не за «зеленим» тарифом, та Агрегаторів ВДЕ) скоригована Диспетчерська команда Одиниці постачання послуг з балансування e для Розрахункового періоду t в Зоні z буде дорівнювати усередненій диспетчерській команді:

17.4 Сальдована позиція СВБ b в Зоні , за Розрахунковий період t, обчислюється наступним чином:

, де:

– Остаточне повідомлення фізичного відпуску (позитивне значення) одиниці u, що належить СВБ b, для Розрахункового періоду t в Зоні z,



17.4 Сальдована позиція СВБ b в Зоні , за Розрахунковий період t, обчислюється наступним чином:

, де:

– Остаточне повідомлення фізичного відпуску (позитивне значення) одиниці u, що належить СВБ b, для Розрахункового періоду t в Зоні z,



Редакційне виправлення.

Глава 5: Розрахунки платежів за невідповідність 25. Наслідки надання неправомірних Техніко-економічних декларацій 25.1. У випадку прийняття рішення про неприйнятність Техніко-економічних декларацій у випадках, передбачених Кодексом системи передачі, для Одиниці постачання послуг з балансування або Одиниці постачання допоміжних послуг, Оператор системи передачі інформує про це Адміністратора розрахунків, який стягує з Постачальника послуг з балансування або Постачальника допоміжних послуг за Торговий день суму , яка розраховується за наступною формулою:

Виключити. Передбачити застосування у проекті Правил лише терміну «Декларація про неготовність». Разом з тим, зазначена має міститись у Кодексі системи передачі (і наразі вже міститься у проекті) відповідно до частини шостої статті другої «Про ринок електричної енергії».

� � � ��

� � � � �¦, 1 1p d TD p uu p

NCTD UNCTD A NTD NCAP , де:

UNCTD - стягнення за одиницю для Плати за невідповідність Постачальника послуг з балансування або Постачальника допоміжних послуг за неподання дійсних Техніко-економічних декларацій по їх Одиницях постачання послуг з балансування або Одиницях постачання допоміжних послуг;

TDA - коефіцієнт збільшення для Плати за невідповідність Постачальника послуг з балансування або Постачальника допоміжних послуг p за неподання дійсних Техніко-економічних декларацій по їх Одиницях постачання послуг з балансування або Одиницях постачання допоміжних послуг;

pNTD - кількість Торгових днів за поточний рік, коли

Постачальник послуг з балансування або Постачальник допоміжних послуг p не подав дійсні Техніко-економічні декларації по їх Одиницях постачання послуг з балансування або Одиницях постачання допоміжних послуг;

uNCAP - Зареєстрована потужність Одиниці постачання послуг з балансування або Одиниці постачання допоміжних послуг u (згідно з його Зареєстрованими експлуатаційними характеристиками), для якої Постачальник послуг з балансування або Постачальник допоміжних послуг p надав неприйнятні Техніко-економічні декларації за Торговий день (для випадку подання прийнятних Техніко-економічних декларацій для ресурсу виробництва електроенергії u за Торговий день d буде дорівнювати нулю). 25.2. Чисельні значення плати за одиницю UNCTD і коефіцієнта збільшення оплати TDA встановлюються на кожен календарний рік за рішенням Адміністратора розрахунків, які затверджуються Регулятором. Таке рішення повинно бути прийнято принаймні за два місяці до кінця календарного року, і воно повинно бути чинним протягом наступного календарного року і не може бути змінене протягом такого року. 25.3. Ця оплата списується з відповідного Ринкового рахунку Учасника ринку і зараховується на відповідний Рахунок оплати за невідповідність A-D.

Розділ 7

Глава 2: Інформація про ринки та звітність 12. Цикл надання даних комерційного обліку 12.1. Як описано в Кодексі комерційного обліку, цикл надання даних для виставлення рахунків залежить від наявності Даних обліку. Якщо не вказано інше, то це буде здійснено на щоденній основі. Дані по Інтервальним ТКО з врахуванням можливості дистанційного зчитування Даних обліку буде надано у наступний добовий цикл на основі закриття кожного Торгового дня наступним чином: а). ППКО до 10:00 дня наступного за Торговим днем передають до АКО Дані комерційного обліку з ТКО Постачальників послуг з балансування, Генеруючих одиниць/ Одиниць ВДЕ/ Одиниць ТЕЦ та Інтервальних ТКО Одиниць відбору типу «Межа Системи передачі та Системи розподілу» та «Межа Системи передачі та Системи розподілу» та Одиниць відбору значної потужності; АКО обраховує отримані Дані обліку і надає їх Учасникам ринку а також Адміністратору розрахунків для здійснення попередніх щоденних розрахунків; б). ППКО до 10:00 через 5 днів після Торгового дня передають до АКО Дані комерційного обліку Інтервальних ТКО інших Одиниць відбору з дистанційним зчитуванням; АКО обраховує отримані Дані обліку і надає їх Учасникам ринку а також Адміністратору розрахунків для здійснення попередніх щоденних розрахунків; 12.2. Дані комерційного обліку Інтегральних ТКО Одиниць відбору надаються від ППКО до АКО не пізніше, ніж на 10 (десятий) день наступного місяця. АКО обраховує отримані Дані обліку і надає їх Учасникам ринку а також Адміністратору розрахунків для здійснення попередніх розрахунків. 12.3. Якщо Дані обліку недоступні на момент виконання обчислення щомісячних розрахунків, Адміністратор Комерційного Обліку буде здійснювати їх оціночне обчислення (профілювання) з використанням наявних даних відповідно до Кодексу комерційного обліку. 12.4. По завершенню терміну позивної давності оціночні Дані комерційного обліку визнаються АКО остаточними і не підлягають подальшому уточненню.

Виключити. Виключити положення Правил ринку, що вже зазначені у Кодексі комерційного обліку (Розділ 9 ККО).

Розділ 8 Глава 1: Питання готовності генеруючих ресурсів/об’єктів

1. Вступ Виключити. Зміст глави та розділів наведений безпосередньо у

1.1. В цій Главі викладаються положення стосовно: а). подання Декларацій неготовності Учасників ринку по своїх Генеруючих одиницях та/ або по їх Одиницях ВДЕ; б). подання Техніко-економічних Декларацій Постачальниками послуг з балансування.

пунктах.

2.1. Положення цього пункту застосовуються до Учасників ринку, що представляють Генеруючі одиниці та/або Одиниці ТЕЦ та/або Агрегатори ВДЕ, що працюють поза схемами підтримки. Агрегатори ВДЕ та Гарантований покупець не зобов'язані подавати Декларації неготовності для Одиниць ВДЕ, які вони представляють.

2.1. Положення цього пункту застосовуються до Учасників ринку, що представляють Генеруючі одиниці та/або Одиниці ТЕЦ. Гарантований покупець не зобов'язаний подавати Декларації про неготовність для Одиниць ВДЕ, які він представляють.

Існування такого члена ринку не передбачено Законом України «Про ринок електричної енергії». Також проектом Правил ринку не встановлено іншої відмінності цього учасника від інших окрім назви.

2.2. У разі виходу з ладу, виключно через технічні причини, пов'язані з функціонуванням або безпекою Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ, що повністю унеможливлює виробництво електроенергії та/або надання Допоміжних послуг Генеруючою одиницею або Одиницею ТЕЦ, або Одиницею ВДЕ, відповідний Учасник ринку після появи такої неготовності повинен якнайшвидше надати ОСП та в копії Оператору ринку Декларацію про повну неготовність для Торгового дня, вказавши Розрахункові періоди Торгового дня або Торгових днів, впродовж яких очікується неготовність.

2.2. У разі виходу з ладу, виключно через технічні причини, пов'язані з функціонуванням або безпекою Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ, що повністю або частково унеможливлює виробництво електроенергії та/або надання Допоміжних послуг Генеруючою одиницею або Одиницею ТЕЦ, або Одиницею ВДЕ, відповідний Учасник ринку після появи такої неготовності повинен якнайшвидше надати ОСП та в копії Оператору ринку Декларацію про повну неготовність для Торгового дня, вказавши Розрахункові періоди Торгового дня або Торгових днів, впродовж яких очікується неготовність, із зазначенням Доступної потужності в кожному Розрахунковому періоді Торгового дня, в якій Доступна потужність знижується.


2.3. У разі виходу з ладу або через технічні причини, пов'язані з функціонуванням або безпекою Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ, що призводять до нездатності виробництва електроенергії та/або надання Допоміжних послуг відповідно до Зареєстрованої потужності такої Генеруючої одиниці, як це зазначено в Реєстрі Генеруючих одиниць або Реєстрі Одиниць ТЕЦ, або Реєстрі Одиниць ВДЕ відповідно, такий Учасник ринку повинен надати ОСП та в копії Оператору ринку Декларацію про часткову неготовність для Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ для Торгового дня, в якій така неготовність відбуватиметься, із зазначенням Доступної потужності в кожному Розрахунковому періоді Торгового дня, в якій Доступна потужність знижується. Декларація про часткову неготовність може поширюватися на період декількох Торгових днів, впродовж яких очікується


зниження генеруючої потужності. У цьому випадку одноразове зменшення Доступної потужності встановлюється на весь період. 2.4. У випадку відсутності Декларації про часткову неготовність на Розрахунковий період, Доступна потужність Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ дорівнює Зареєстрованій потужності, яка зазначена в Реєстрі Генеруючих блоків або Реєстрі Одиниць ТЕЦ, або Реєстрі Одиниць ВДЕ, в той час як у випадку наявності чинної Декларації про повну неготовність на Розрахунковий період, Доступна потужність Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниць ВДЕ дорівнює нулю.


2.5. Декларації про повну або часткову неготовність містять опис причин, що призвели до неготовності.

2.3. Декларація про неготовність містить опис причин, що призвели до неготовності.


2.6. Найбільш актуальна інформація, подана в Деклараціях про повну або часткову неготовність до закриття воріт Повідомлення фізичного відпуску/відбору (9:00 за день до Торгового дня d), визначає Доступну потужність Генеруючих одиниць або Одиниць ТЕЦ та/або Одиниць ВДЕ. Декларація про повну або часткову неготовність, подана після закриття воріт для Повідомлень фізичного відпуску/відбору на Торговий день, на яку заявлена повна або часткова неготовність, не дає права Виробнику або Виробнику ВДЕ надавати нове Повідомлення фізичного відпуску/відбору, але оновлена Доступна потужність Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ повинна бути врахована на РДН, описаному в Правилах РДН, ВДР та на Балансуючому ринку, описаному в Розділі 4 цих Правил ринку.

2.4. Найбільш актуальна інформація, подана в Деклараціях про неготовність до закриття воріт Повідомлення фізичного відпуску/відбору (9:00 за день до Торгового дня d), визначає Доступну потужність Генеруючих одиниць або Одиниць ТЕЦ та/або Одиниць ВДЕ. Декларація про повну неготовність, подана після закриття воріт для подання відповідних Графіків фізичного відпуску/відбору на Торговий день, на яку заявлена повна або часткова неготовність, не є підставою для подання нових Графіків фізичного відпуску/відбору та не призводить до зміни фінансових зобов’язань Учасника ринку. Оновлена Доступна потужність Генеруючої одиниці або Одиниці ТЕЦ, або Одиниці ВДЕ повинна бути врахована при розрахунку максимального обсягу продажу на Ринку “надобу наперед” та Внутрішньодобовому ринку відповідно до пункту 4 Глави 1 Розділу 2 Правил ринку.

Передбачити процедуру подачі інфомрації визначену у пунктах 4, 5 та 6 Глави 1 Розділу 2.

2.7. Термін дії Декларацій про повну або часткову неготовність повинен дорівнювати кількості Розрахункових періодів, перерахованих в них. Такі декларації є дійсними до закінчення їх терміну дії, якщо вони не будуть скасовані (відкликані) раніше відповідними Учасниками ринку. Декларація перестає бути дійсною до закінчення її терміну дії, якщо ОСП скасовує таку Декларацію про повну або часткову неготовність згідно з положеннями пункту 3.2 цього Розділу.

2.5. Термін дії Декларацій про неготовність повинен дорівнювати кількості Розрахункових періодів, перерахованих в них. Такі декларації є дійсними до закінчення їх терміну дії, якщо вони не будуть скасовані (відкликані) раніше відповідними Учасниками ринку. Декларація перестає бути дійсною до закінчення її терміну дії, якщо ОСП скасовує таку Декларацію про неготовність згідно з положеннями пункту 3.2 цього Розділу.


2.8. Термін дії Декларацій про повну або часткову 2.6. Термін дії Декларацій про неготовність не має Передбачити застосування у проекті Правил лише

неготовність не має стосуватися періоду часу, що передував часу подання таких Декларацій про повну або часткову неготовність.

стосуватися періоду часу, що передував часу подання таких Декларацій про неготовність.

терміну «Декларація про неготовність».

3.2. ОСП може, за обґрунтованим рішенням, повідомленим Учаснику ринку, скасувати Декларацію про повну або часткову неготовність, термін дії якої не закінчився, або вважати неправомірною декларацію, термін дії якої закінчився, якщо виявляє, що така декларація не відповідає дійсності та/або є неправильною, або що вона була подана з порушенням вимог цих Правил ринку. Протягом п'яти (5) діб з моменту отримання такого рішення Учасник ринку може подати ОСП апеляцію/оскарження. ОСП приймає остаточне обґрунтоване рішення щодо такої апеляції/оскарження впродовж п'яти (5) Робочих днів з моменту подачі апеляції/оскарження, або, в разі неспроможності, подальша суперечка повинна вирішуватися в суді. Остаточне рішення щодо апеляції/оскарження повинно бути повідомлено в письмовій формі Учаснику ринку.

3.2. ОСП може, за обґрунтованим рішенням, повідомленим Учаснику ринку, скасувати Декларацію про неготовність, термін дії якої не закінчився, або вважати неправомірною декларацію, термін дії якої закінчився, якщо виявляє, що така декларація не відповідає дійсності та/або є неправильною, або що вона була подана з порушенням вимог цих Правил ринку. Протягом п'яти (5) діб з моменту отримання такого рішення Учасник ринку може подати ОСП апеляцію/оскарження. ОСП приймає остаточне обґрунтоване рішення щодо такої апеляції/оскарження впродовж п'яти (5) Робочих днів з моменту подачі апеляції/оскарження, або, в разі неспроможності, подальша суперечка повинна вирішуватися в суді. Остаточне рішення щодо апеляції/оскарження повинно бути повідомлено в письмовій формі Учаснику ринку.


4. Декларації довготривалої неготовності Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ 4.1. Якщо Генеруюча одиниця/Одиниця ТЕЦ нездатна працювати з технічних причин протягом періоду, що очікувано перевищує період десять (10) діб поспіль (Значне відключення), Учасник ринку повинен негайно подати Декларацію про значне відключення із зазначенням технічних причин і часу, який передбачається на відновлення припиненої роботи. 4.2. Якщо відповідна Ліцензія відкликана або термін її дії тим чи іншим способом тимчасово або остаточно припиняється, а також в інших випадках недієздатності Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ, що не пов’язана з непередбаченими незначними відключеннями або з плановими відключеннями, що повідомлені ОСП в річному графіку ремонтів, для яких подана Декларація про повну або часткову неготовність, Учасник ринку повинен негайно подати декларацію операційної неспроможності із зазначенням причини та часу, який передбачається на відновлення роботи Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ. 4.3. ОСП оцінює декларації, подані відповідно до цього пункту та Кодексу системи передачі, з точки зору реального стану технічної експлуатації Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ, а також з точки зору можливості усунення причин, що призводять до операційної


неспроможності, та надає відповідний висновок, в якому зазначає, чи така операційна неспроможність є тимчасовою або ні. У разі тимчасової операційної неспроможності, ОСП встановлює дату, на яку повинна бути відновлена робота Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ. 4.4. Учасник ринку може протягом п’ятнадцяти (15) діб з моменту повідомлення такого висновку ОСП подати обґрунтоване оскарження. ОСП має надати обґрунтоване рішення щодо таких оскаржень. Будь-які спори, які можуть виникнути між Сторонами, повинні вирішуватися у порядку, встановленому цими Правилами ринку. 4.5. ОСП повинен інформувати Регулятора, Оператора ринку та Адміністратора розрахунків щодо рішень, прийнятих відповідно до пунктів 4.3 та 4.4 цього Розділу. 5. Декларації про намір призупинити нормальне функціонування Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ 5.1. Якщо Учасник ринку має намір призупинити нормальне функціонування Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ, або хоче вивести з експлуатації Генеруючу одиницю/Одиницю ТЕЦ, або просто хоче призупинити його роботу на певний період, то він щонайменше, за шість (6) місяців до бажаної дати припинення нормальної роботи такої Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ подає ОСП та в копії Оператору ринку та Адміністратору розрахунків Декларацію про намір призупинити нормальне функціонування з докладним викладенням причин, дати призупинення нормальної роботи Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ і періоду, протягом якого така робота буде призупинена.

4. Повідомлення про намір призупинити нормальне функціонування Генеруючих одиниць/Одиниць ТЕЦ 4.1. Якщо Учасник ринку має намір призупинити нормальне функціонування Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ, або хоче вивести з експлуатації Генеруючу одиницю/Одиницю ТЕЦ, або просто хоче призупинити його роботу на певний період, то він щонайменше, за шість (6) місяців до бажаної дати припинення нормальної роботи такої Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ подає ОСП та в копії Оператору ринку та Адміністратору розрахунків повідомлення про намір призупинити нормальне функціонування з докладним викладенням причин, дати призупинення нормальної роботи Генеруючої одиниці/Одиниці ТЕЦ і періоду, протягом якого така робота буде призупинена.


Глава 2: Техніко-економічні декларації 6. Техніко-економічна декларація Постачальника послуг з балансування, що представляє Генеруючу одиницю 6.1. ОСП повинен завжди знати, скільки Генеруючих одиниць / Одиниць ТЕЦ/Одиниць ВДЕ заплановано та які одиниці будуть доступні/готові до планування в разі будь-яких дефіцитів та профіцитів, які можуть виникнути. 6.2. Інформація необхідна для оцінки енергетичного балансу (наприклад, коли може знадобитися додатковий резерв), але також необхідна для планування оцінки балансу Системи (включаючи, але не обмежуючись,

Виключити. Передбачити застосування у проекті Правил лише терміну «Декларація про неготовність». Разом з тим, зазначена має міститись у Кодексі системи передачі (і наразі вже міститься у проекті) відповідно до частини шостої статті другої «Про ринок електричної енергії».

відхилення напруги і системні обмеження). Таким чином, інформація повинна бути доступна для кожної ТКО. 6.3. Якщо положення, що містяться в цьому пункті, повторюють положення, викладені в Кодексі системи передачі, то положення цих Правил ринку мають пріоритет. 6.4. Інформація, описана в цьому Розділі, є даними, необхідними для фінансового обліку зобов'язань і винагород в результаті участі Постачальників послуг з балансування на Балансуючому ринку реального часу і Ринку допоміжних послуг (і в вирішенні будь-яких суперечок, які можуть виникнути відповідно до положень цих Правил ринку). 6.5. Техніко-економічна декларація повинна бути доступна для ОСП в будь-який час відповідно до Кодексу системи передачі. ОСП має право покладатися на точність наданої інформації. Це особиста відповідальність Постачальників послуг з балансування, щоб гарантувати, що дані, представлені в Техніко-економічній декларації, весь час актуальні і правильні. 6.6. Техніко-економічна декларація включає наступні параметри готовності: а). Планове відключення, яке заплановано в очікуваних періодах як неготовність через технічне обслуговування/ремонт у форматі: • неготовий з: дд/мм/рррр гг:хх; • готовий з: дд/мм/рррр гг:хх. б). Короткострокове відключення, коли відбувається незаплановане відключення; причина, коли готовність буде відновлено, у форматі: • неготовий з: дд/мм/рррр гг:хх; • готовий з: дд/мм/рррр гг:хх. в). Тривалість пуску одиниці, в разі санкціонованого відключення «до нуля» (наприклад, прийняття заявки від Генеруючої одиниці), мінімальний період, необхідний перед тим, як відновити генерацію, у форматі: • - Мінімальний Нульовий Час: гг:хх, та г). Тривалість відключення одиниці, в разі, якщо санкціоноване включення «з нуля» (наприклад, шляхом прийняття пропозиції від Генеруючої одиниці ), мінімальний період, необхідний на відключення до нуля, у форматі: • Мінімальний ненульовий Час: гг:хх. 6.7. Для Генеруючої одиниці декларація містить

мінімальний технічний рівень генерації (МТРГ), у форматі: • МТРГ: МВт. 6.8. Для Генеруючої одиниці Техніко-економічна декларація містить наступні швидкісні параметри: • Швидкість на завантаження від 0 до МТРГ: МВт/хв; • Швидкість на завантаження вище МТРГ: МВт/хв та • Швидкість на розвантаження з рівня вище МТРГ до МТРГ: МВт/хв; • Швидкість на розвантаження від МТРГ до 0: МВт/хв та 6.9. Техніко-економічна декларація містить наступні максимальні операційні обмеження, які пов’язані з гідростанціями та іншими технологіями, де є обмеження в паливі: а). Максимальний обсяг постачання у форматі: • Максимальний обсяг постачання: Мвт*год б). Максимальний період постачання у форматі: • Максимальний період постачання: гг:хх. 6.10. Техніко-економічна декларація містить наступні вимоги, які є повідомленнями, необхідними Учаснику ринку перед виконанням дій, вказаних у Кодексі системи передачі: а). повідомлення для відхилення від 0, у форматі: гг:хх; б). повідомлення для надання пропозиції, у форматі: гг:хх. 6.11. Техніко-економічну декларацію може бути змінено в будь-який момент. Вона також може бути змінена після прийняття ОСП Остаточного повідомлення фізичного відпуску/відбору, але зміна не вплине на умови, на яких Остаточне повідомлення фізичного відпуску/відбору було прийнято спершу.

Додаток 2 Методика моніторингу надання Допоміжних послуг

1. Для перевірки надання (активації) усіх ДП, крім ДП з забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій («автономного пуску»), Оператор системи передачі повинен здійснювати контроль і оцінювання участі одиниць /груп надання ДП, що надають ДП, у тому числі за допомогою телеметричних вимірювань та запитів даних з архівів реєстрації об’єктів, за допомогою яких надаються ДП відповідно до Методики, розробленої Оператором системи передачі і розміщеної на його офіційному сайті. Оператор системи передачі повинен здійснювати моніторинг активації РПЧ. Кожен надавач РПЧ повинен забезпечити надання Оператору системи передачі (у тому числі за вимогою ОСП в режимі реального часу з циклічністю не більше 1 секунда) значення активної потужності, з мітками часу, статизм регулятора.

1. Для перевірки надання (активації) усіх ДП, крім ДП з забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій («автономного пуску»), Оператор системи передачі повинен здійснювати контроль і оцінювання участі одиниць /груп надання ДП, що надають ДП, у тому числі за допомогою телеметричних вимірювань та запитів даних з архівів реєстрації об’єктів, за допомогою яких надаються ДП відповідно до Методики, розробленої Оператором системи передачі і розміщеної на його офіційному сайті. Оператор системи передачі повинен здійснювати моніторинг активації РПЧ.

Виключити положення Правил ринку, що вже зазначені у Кодексі системи передачі.

2. Моніторинг надання ДП не є комерційним з точки зору визначення обсягів виробленої/спожитої під час активації ДП електроенергії, а призначений для оцінки технічних характеристик ДП. Зокрема, вимоги до характеристик ДП з регулювання частоти та потужності, визначені Кодексом системи передачі, стосуються не електроенергії, а потужності та особливостей її видачі, яку за допомогою інтегрального приладу визначити не можливо. У зв’язку з цим фіксація потужності має здійснюватися дискретними приладами з дискретністю, передбаченою Методикою. Точність таких приладів має бути достатньою для фіксації характеристик ДП, передбачених Кодексом системи передачі. Атестація приладів, які використовуються для моніторингу надання ДП, здійснюється в процесі кваліфікації постачальника ДП на надання ДП.

2. Фіксація потужності має здійснюватися дискретними приладами з дискретністю, передбаченою Кодексом системи передачі. Точність таких приладів має бути достатньою для фіксації характеристик ДП, передбачених Кодексом системи передачі. Атестація приладів, які використовуються для моніторингу надання ДП, здійснюється в процесі кваліфікації постачальника ДП на надання ДП.


3. Одиниця постачання резервів регулювання частоти та потужності (РРЧ) повинна гарантувати, що активація РРЧ одиницею постачання РРЧ в групі постачання може бути перевірена/контрольована. Для цієї мети постачальник РРЧ повинен бути здатний надавати ОСП, вимірювання в режимі реального часу у точці підключення або точці, що погоджена з ОСП, стосовно планової видачі активної потужності з міткою часу, миттєвої видачі активної потужності з міткою часу для кожної одиниці постачання РВЧ, для кожної групи постачання РРЧ, для кожного генеруючого об’єкту чи об’єкту споживання групи надання РВЧ з вихідною

Виключити. Виключити положення Правил ринку, що вже зазначені у Кодексі системи передачі.

максимальною активною потужністю, не менше ніж 1,5 МВт.

4. Оператор системи передачі повинен здійснювати моніторинг відповідності технічним вимогам РРЧ вимогам до готовності РРЧ, вимогам до швидкості зміни навантаження і вимогам до приєднання, щодо його одиниць (груп) постачання РРЧ.


5. Генеруюча одиниця або одиниця споживання, на якій розміщено резерв заміщення повинні підтвердити, що активація резерву заміщення була перевірена. З цією метою постачальник резерву заміщення повинен бути здатний надавати Оператору системи передачі вимірювання в режимі реального часу з міткою часу в точці підключення (або іншої точки взаємодії, що погоджена з ОСП) щодо: а). планової видачі активної потужності кожної одиниці/групи постачання резерву заміщення (кожної генеруючої одиниці чи одиниці споживання групи постачальників резерву заміщення) для максимальної видачі активної потужності 1,0 МВт і більше; б). миттєвої видачі активної потужності, для кожної одиниці (груп) постачання резерву заміщення (кожної генеруючої одиниці чи одиниці споживання групи постачальників резерву заміщення) для максимальної видачі активної потужності 1,0 МВт і більше.

3. Генеруюча одиниця або одиниця споживання, на якій розміщено резерв заміщення повинні підтвердити, що активація резерву заміщення була перевірена. Перевірка здійснюється відповідно до вимог Кодексу системи передачі.


7. Постачальник ДП зобов’язаний забезпечити на одиницях/групах надання ДП поточний безперервний моніторинг участі кожної одиниць /груп надання ДП у наданні ДП в автоматизованому режимі. Моніторинг забезпечується поточною реєстрацією параметрів та характеристик регулювання з циклом не більше 1 с. Реєстрація всіх параметрів та характеристик, має здійснюватися з міткою часу.


8. Для ДП з забезпечення резерву підтримки частоти (РПЧ) підлягають реєстрації з мітками часу наступні параметри: а). У випадку, якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання: • частота обертання ротора турбіни;

5. Для ДП з забезпечення резерву підтримки частоти (РПЧ), з резерву відновлення частоти (РВЧ), з резерву заміни (РЗ) та з регулювання напруги та реактиву в режимі СК, підлягають реєстрації параметри визначені у Кодексі системи передачі.


• виміряне значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата), або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • планове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата), або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • непланове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата), або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • статус, який вказує, стан РПЧ (введено/виведено) з міткою часу; • статизм регулятора. б). У випадку, якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача: • виміряне значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • планове значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • непланове значення активної потужності одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • статус, який вказує, стан РПЧ (введено/виведено) з міткою часу; • статизм регулятора. 9. Для ДП з резерву відновлення частоти (РВЧ) підлягають реєстрації з мітками часу наступні параметри: а). У випадку, якщо постачання ДП здійснюється за допомогою енергогенеруючого обладнання: • виміряне значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата), або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • планове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата), або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • непланове значення активної потужності енергоблока (гідроагрегата), або одиниці обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП; • уставка по активній потужності отримана від ЦР САПЧП. б). У випадку, якщо постачання ДП здійснюється за допомогою обладнання споживача: • виміряне значення активної потужності

одиниці (одиниць) обладнання, за допомогою якого здійснюється надання ДП з дискретністю 1 с протягом кожного періоду закупівлі ДП; • уставка по активній потужності отримана від ЦР САПЧП. 10. Для ДП з резерву заміни (РЗ) підлягають реєстрації наступні параметри генеруючих одиниць/одиниць постачання: • планова потужність; • задана уставка потужності; • швидкість зміни потужності; • час виконання уставки (час виходу на задану потужність і час підтримки заданої потужності;) 11. Для ДП з регулювання напруги та реактиву в режимі СК підлягають реєстрації наступні параметри: • виміряне значення напруги на шинах; • виміряне значення активної потужності гідроагрегата; • планове значення активної потужності гідроагрегата; • виміряне значення реактивної потужності гідроагрегата; • планове значення реактивної потужності гідроагрегата; • режим роботи гідроагрегата. 12. Надавачі РПЧ мають право агрегувати відповідні дані згідно з пунктом 9.5.4 цього підрозділу для більш, ніж однієї одиниці надання РПЧ, якщо максимальна потужність агрегованих одиниць нижче ніж 10 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ. Але, на вимогу Оператора системи передачі щодо перевірки активації РПЧ постачальник РПЧ повинен надати дані, що стосуються технічних пристроїв, які є частиною однієї і тієї ж одиниці постачання РПЧ.


13. Постачальник ДП має зберігати інформацію щодо моніторингу якості ДП в архіві не менше 6 місяців. Має передбачатись можливість копіювання заданої частини архіву за заданий проміжок часу на зовнішній носій для зберігання.

6. Постачальник ДП має зберігати інформацію щодо моніторингу якості ДП в архіві не менше 6 місяців. Має передбачатись можливість копіювання заданої частини архіву за заданий проміжок часу на зовнішній носій для зберігання.

Привести нумерацію у відповідність.

14. ОСП проводить оцінку якості наданих допоміжних послуг Постачальником ДП згідно Методики моніторингу допоміжних послуг відповідно до встановлених технічних критеріїв протягом кожної робочої години. Мета полягає в тому, щоб забезпечити

7. ОСП проводить оцінку якості наданих допоміжних послуг Постачальником ДП згідно Методики моніторингу допоміжних послуг відповідно до встановлених Кодексом системи передачі технічних критеріїв протягом кожної робочої години.


якість наданих ОСП допоміжних послуг та забезпечити стимули постачальникам ДП до постачання допоміжних послуг у необхідній якості. Доступність конкретних ДП у відповідну робочу годину підтверджується лише тоді, коли задовольняються всі необхідні критерії якості наданої ДП. Вхідні данні для моніторингу допоміжних послуг надходять від постачальника допоміжних послуг до ОСП шляхом телеметричних вимірювань. В Методиці моніторингу допоміжних послуг зазначені окремо вимоги та критерії для оцінки якості надання послуг з РПЧ, аРВЧ, РВЧ, РЗ, регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, послуги з відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії.

Доступність конкретних ДП у відповідну робочу годину підтверджується лише тоді, коли задовольняються всі необхідні критерії якості наданої ДП. Вхідні данні для моніторингу допоміжних послуг надходять від постачальника допоміжних послуг до ОСП шляхом телеметричних вимірювань. В Методиці моніторингу допоміжних послуг зазначені окремо вимоги та критерії для оцінки якості надання послуг з РПЧ, аРВЧ, РВЧ, РЗ, регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, послуги з відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії.

15. ОСП проводить аналіз та огляд відповідних даних у графічному вигляді (у формі діаграм на основі часу) та здійснює обчислення відповідних значень, які використовуються для оцінки. 16. Оцінка (перевірка) наданої послуги - випливає з розрахункових значень, ОСП заявляє про певний часовий інтервал, якщо надані допоміжні послуги є задовільними або не задовільними. У випадку, якщо постачальник допоміжних послуг не надає відповідні послуги застосовуються покарання згідно з положенням відповідного документа (КСП, Правил ринку).


1.10. Учасники ринку, що здійснюють управління...

Documents

Transcript of 1.10. Учасники ринку, що здійснюють управління...