2 Любая модель рынка, учитывая особенности технологического производства и распределения электроэнергии, требует чёткого взаимодействия всех его участников. Системный оператор оказывает Участнику оптового рынка электроэнергии возмездные услуги по диспетчерскому управлению в электроэнергетике и осуществляет взаимодействие с субъектами ОРЭМ в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации и регламентами оптового рынка электроэнергии.

обеспечивает соблюдение установленных параметров надежности функционирования ЕЭС России и качества электрической энергии; управляет технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке, установленном нормативными правовыми актами Российской Федерации; участвует в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики и в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей; согласует вывод в ремонт и из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и энергетических объектов по производству электрической и тепловой энергии, а также ввод их после ремонта и в эксплуатацию; отдает на объекты электроэнергетики диспетчерские команды, связанные с осуществлением функций СО (при ведении режима); разрабатывает оптимальные суточные графики работы электростанций и электрических сетей ЕЭС России; регулирует частоту электрического тока, обеспечивает функционирование системы автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики; организует управление режимами параллельной работы Российской электроэнергетической системы и зарубежных электроэнергетических систем

участвует в формировании и выдаче при присоединении субъектов электроэнергетики к единой национальной электрической сети и территориальным распределительным сетям технологических требований, обеспечивающих их работу в составе ЕЭС России; осуществляет отнесение ГТП Участника оптового рынка к узлам расчетной модели и подписывает «Акт о согласовании групп точек поставки Участника оптового рынка и отнесения их к узлу расчетной модели»; совместно с «АТС» присваивает ГТП заявителя идентификационный код; обеспечивает предоставление в «АТС» актуализированной расчетной модели ЕЭС России в соответствии с регламентами оптового рынка; осуществляет формирование и передачу в ИА «СО ЕЭС» достоверной информации о величинах отклонений фактической генерации от плановой с детализацией по каждой ГТП, и каждому часу операционных суток; согласовывает с участниками ОРЭМ команды полученные оперативным персоналом станций от дежурного диспетчера ОДУ; согласовывает «Акты учёта (оборота) генерации» за отчётный период по каждой ГТП; обеспечивает формирование и передачу в центр сбора информации «АТС» достоверной оперативной информации об ожидаемых результатах коммерческого учёта в качестве замещающей информации; осуществляет формирование контроль и передачу информации о состоянии и оперативных показателях режима работы генерирующего оборудования за отчетный час в ежесуточном режиме; осуществляет оценку готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии, формирование и отправку в ИА «СО ЕЭС» достоверных данных; мониторинг соблюдения объемов и сроков ремонтов объектов электросетевого хозяйства; осуществляет консультативную и методологическую помощь участникам рынка по вопросам функционирования ОРЭМ. 4

5

6 Продолжение… Юридические лица получают статус участника сектора свободной торговли и подлежат включению в реестр субъектов оптового рынка при условии выполнения следующих требований, установленных Правилами ОРЭМ: Заявитель должен соответствовать определённым количественным условиям, определённых в «Положении о порядке получения статуса участника сектора свободной торговли и ведении реестра субъектов ОРЭ» Поставщики: не менее 5 МВт Потребители: 20 МВт и более и в каждой ГТП составляет не менее 750 к Вт Выполнение требований технического характера, установленных нормативными правовыми актами Российской Федерации и Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка Обеспечение соответствия требованиям по коммерческому учёту электроэнергии, обеспечивающей передачу данных КО и СО Обеспечение соответствия технических требований к системе связи, обеспечивающей передачу данных СО

Для получения статуса субъекта оптового рынка Заявителю необходимо выполнить следующие процедуры: вступить в члены НП «Совет рынка»; предоставить в Совет рынка заявление и документы; получить акт о согласовании ГТП и их отнесении к узлам расчетной модели; –однолинейную схему присоединения электрооборудования, входящего в ГТП Заявителя (в течении 10 дней); –паспортные технологические характеристики генерирующего оборудования; –документы, подтверждающие владение Заявителем генерирующим оборудованием; –документы, если Заявитель имеет намерение присвоить ГТП признак ОПЭ; –ПСИ; –Опросные листы; –заявления (-е) на регистрацию ГЕМ; получить акт установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка электрической энергии; подписать Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка. 7

8 Основанием для внесения записи в Реестр является решение Правления НП «Совет рынка» о присвоении Заявителю статуса субъекта оптового рынка электрической энергии (мощности) и внесении его в Реестр Совет рынка в срок не позднее 5 (пяти) рабочих дней со дня принятия Правлением НП «Совет рынка» решения о присвоении Заявителю статуса субъекта оптового рынка вносит в Реестр соответствующие сведения о нем, а также регистрационную информацию

9 Участник оптового рынка получает право заключать и исполнять какие-либо сделки на оптовом рынке электроэнергии только после получения допуска к торговой системе ОРЭМ в порядке, установленном Правилами оптового рынка электроэнергии (мощности), Договором о присоединении к торговой системе ОР и Регламентами рынка. Системный оператор, совместно с «Советом рынка», «АТС», ФСК «ЕЭС», ЗАО «ЦФР» обеспечивает организацию и выполнение мероприятий, необходимых для начала осуществления субъектом рынка сделок купли – продажи электроэнергии в торговой системе. Субъект ОРЭМ, намеренный осуществлять сделки купли-продажи электроэнергии на ОРЭМ, обязан предоставить в «Совет рынка» пакет документов, в подписании и согласовании которых принимает участие и Системный оператор.

Cубъекты оптового рынка – поставщики электрической энергии (генерирующие компании) предоставляют в «Совет рынка» заключение, которое готовит Системный оператор о соответствии субъекта ОРЭ «Требованиям к информационному обмену технологической информацией с автоматизированной системой СО». На основании экспертного заключения СО делает вывод с возможными замечаниями по тем или иным критериям оценки. 10

11

Отнесение групп точек поставки к узлам расчетной модели означает, что при определении результатов торговли электрической энергии в каждом из секторов оптового рынка объемы электрической энергии, заявленные и (или) определенные для данной группы точек поставки будут учитываться в узлах расчетной модели, к которым отнесена ГТП. 12

ОДУ, при необходимости совместно с РДУ, на основании однолинейной схемы, осуществляет: отнесение отдельных групп точек поставки к узлам расчетной модели; заполняет «Таблицу отнесения к узлам расчетной модели групп точек поставки» в составе Акта о согласовании групп точек поставки субъекта оптового рынка и отнесения их к узлам расчетной модели и передает ее в ИА «СО ЕЭС». ИА «СО ЕЭС» направляет указанный Акт в «АТС», заверенных подписью и печатью уполномоченного представителя СО. «АТС» согласовывает и подписывает со своей стороны Акт о согласовании групп точек поставки субъекта оптового рынка и отнесения их к узлам расчетной модели, и направляет их для подписания субъекту. 13

14

15

После предоставления субъектом оптового рынка всех документов необходимых для подписания Договора о присоединении к торговой системе, СО в регламентированные сроки должен передать (сообщить) субъекту оптового рынка код участника и пароль доступа в автоматизированную систему СО для подачи уведомлений: 1. о составе и параметрах генерирующего оборудования (для поставщиков электроэнергии); 2. о плановом почасовом потреблении (для потребителей электроэнергии). 16

17

Организация коммерческого учета на ОРЭМ регулируется: Правилами оптового рынка; Договором о присоединении к торговой системе и прилагаемых к нему регламентов оптового рынка; «Соглашениями об информационном обмене, порядке расчета и согласования почасовых значений сальдо перетоков по точкам поставки по границам балансовой принадлежности», заключаемыми между участниками оптового рынка, а также между участниками оптового рынка и сетевыми компаниями. 22

19 согласует совместно с «АТС» предоставляемые участниками оптового рынка ПСИ, используемых в качестве приборов учета и алгоритмах приведения результатов измерений к значению количества переданной (полученной) электроэнергии в точке поставки определяет источник замещающих данных для согласованных точек поставки согласует представленные энергоснабжающими организациями акты оборота в отношении производства электрической энергии электростанциями, принадлежащими энергоснабжающей организации проводит сбор, хранение и передачу в «АТС» по мере поступления запросов технической информации, позволяющей провести оценку достоверности данных коммерческого учета субъектов оптового рынка ежедневно передает в «АТС» оперативную информацию об ожидаемых результатах коммерческого учета субъектов оптового рынка в качестве замещающей информации

20 Согласование перечней средств измерений (ПСИ) в каждой точке учета и алгоритмы приведения результатов измерений к значению количества переданной (полученной) электроэнергии в точке поставки проводят уполномоченные представители Системного оператора.

Основаниями для отказа в согласовании ПСИ со стороны СО могут быть: –несоответствие информации, имеющейся в распоряжении СО об установленных средствах измерений; –несоответствие представленной информации «Рекомендациям по выбору измерительных приборов для коммерческого учета на оптовом рынке электрической энергии»; –отсутствие информации по всем точкам поставки на границе балансовой принадлежности смежных субъектов; –наличие точек поставки на границе балансовой принадлежности смежных субъектов, по которым не определены источники информации, используемые в целях определения физических величин сальдо перетоков по данным точкам поставки. 21

22

В соответствии с «Регламентом взаимодействия филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга и РДУ с электростанциями субъектов оптового рынка при оформлении актов согласования команд» по каждой электростанции формируются Акты согласования в отношении всех типов команд в соответствии с актуальным Порядком отдачи и регистрации стандартных документируемых команд, распоряжений, разрешений и сообщений, используемых диспетчерским персоналом ОАО «СО ЕЭС» и его филиалов при управлении режимами работы объектов генерации участников оптового рынка и внешними перетоками. Процедура осуществляется каждый рабочий день в электронном виде и за отчетный период (месяц) на бумажном носителе заверенные подписью и печатью в сроки определенные в вышеуказанном документе. 23

24

Ввиду специфики формирования инициативы внешней на основе диспетчерских команд системного оператора, большая ответственность лежит именно на диспетчере, который осуществляет отдачу и регистрацию команд на объекты управления. Именно от того, на сколько верно, в соответствии с регламентами ОРЭМ и другими инструктивными документами отдана команда на изменение генерации, а также от того как будет выполнена команда диспетчера, зависят, в конечном итоге, величины инициатив отклонений как по собственной, так и по внешней инициативе. 25

26

С подразделения СО выполняют передачу информации о состоянии и оперативных показателях режима работы ГО по схеме: РДУ ОДУ ИА ОАО «СО ЕЭС» РДУ передает данные на уровень ОДУ по станциям своей операционной зоны с помощью межмашинного обмена в течении часа после отчетного. ОДУ проверяет полученные данные, при необходимости корректирует, добавляет данные по станциям ОГК и до 01:00 передает по межмашинному обмену в ИА ОАО «СО ЕЭС». 27

28

29

30

Основой для расчёта стоимости электроэнергии на оптовом рынке являются Акты учёта (оборота) электроэнергии. Акты учёта (оборота) отражают почасовые суммарные величины произведённой электроэнергии по всем ГТП генерации и почасовые величины потреблённой электроэнергии оптового рынка. Участники оптового рынка, имеющие зарегистрированные ГТП генерации, обязаны согласовывать Акты оборота в отношении произведенной электроэнергии с СО. 31

32

33

Участник подписывает ЭЦП согласованный ОДУ Акт оборота в электронном виде и пересылает его в КО. Срок – до 5-го числа месяца, следующего за отчетным. В соответствии с пунктом 7.8. Регламента, Акты оборота (в т.ч. являющиеся приложениями к актам оборота акты учета перетоков) на бумажных носителях, предоставляются в КО только в случае передачи данных в отчетный период без использования ЭЦП. Срок – до 1-го числа второго месяца, следующего за отчетным. 34

35

Непредставление в регламентированные сроки по каким- либо причинам Актов учёта (оборота) в «КО» означает безусловное согласие участников рынка на проведение расчётов стоимости произведенной электроэнергии на основании замещающей информации. В качестве замещающей информации используются показания счётчиков, включенных в АИИС КУЭ, в случае наличия переданной участниками оптового рынка первичной информации в «KO». При отсутствии показаний счётчиков, включенных в АИИС КУЭ, в качестве замещающей информации используется оперативная информация, переданная в «KO» Системным оператором. 36

37

В соответствии с регламентами ОРЭМ, на этапе планирования и ведения режима работы субъектов электроэнергетики возникают отклонения от планового графика генерации, которые классифицируются как возникшие по: инициативе Системного оператора (ИВ); собственной инициативе субъекта (ИС). При определении финансовых обязательств рынка перед субъектами по итогам работы за месяц, учитываются и подлежат оплате не только фактические объёмы покупки (продажи) электроэнергии на ОРЭМ, но и величины отклонений, каждая составляющая из которых подлежит оплате по установленным ценам. 38

Регистрацией и оформлением отклонений по внешней инициативе фактических объемов производства от плановых почасовых объемов для Участника, имеющего собственную генерацию, осуществляется ОДУ по групповым объектам управления (ГОУ). Региональные диспетчерские управления (РДУ) производят учет этих отклонений, результаты которых используются как базовый материал для процедуры последующего согласования с Участниками зафиксированных ОДУ отклонений. РДУ является связующим звеном между ОДУ и Участником по вопросу согласования величин отклонений. Согласование инициатив отклонений со станциями федерального уровня производится напрямую без участия РДУ. 39

Наиболее часто возникают спорные вопросы классификации инициатив отклонений на этапе ведения режима, когда возникают ситуации неоднозначной трактовки регламентирующих документов. Поэтому согласование внешних инициатив, возникших на стадии ведения режима (ИВ0) осуществляется в несколько этапов: –согласование в режиме реального времени в процессе ведения режима (осуществляет старший ДИОП); –согласование после соответствующего анализа и, при необходимости, уточнения информации по часовым отклонениям в целом за истекшие сутки; –окончательное согласование величин отклонений по внешней инициативе в целом за расчётный период (месяц) в настоящее время отменено и введена процедура согласования диспетчерских команд, которые являются исходной информацией для формирования УДГ и последующего расчета инициатив. 40

Согласование инициатив на этапе управления режимом производится на уровне диспетчерского персонала СО и дежурного персонала Участника. На остальных этапах - на уровне ответственных за согласование подразделений СО и Участника оптового рынка. Для оптимизации процесса согласования инициатив отклонений в ОДУ Юга создан Интернет-сайт ОДУ Юга, на котором размещаются соответствующие формы, позволяющие осуществлять процедуру согласования инициатив отклонений. Информация защищена от несанкционированного доступа и обеспечена ее конфиденциальность - каждому Участнику представляются только его данные через индивидуальный логин и пароль. 41

Информация об отклонениях на этапе ведения режима, вызванном незапланированными при формировании плана сектора отклонений ПБР командами СО на изменение нагрузки станций за конкретный час операционных суток и рассчитанным соответствующим программным обеспечением, переносится на Интернет-сайт ОДУ Юга непосредственно по окончании этого часа. В случае согласия Участника с правильностью расчета величины внешней инициативы за данный час, уведомление диспетчера СО соответствующего уровня об этом необязательно. При несогласии Участника с оформлением соответствующего часа стороны должны постараться прийти к взаимосогласованному решению без привлечения вышестоящих руководителей и инстанций. 42

Окончательное согласование инициатив отклонений по результатам работы за сутки осуществляет персонал ответственных за выполнение указанного делового процесса служб СО и Участника рынка. До 12:00 суток, следующих за операционными, соответствующим подразделением ОДУ (РДУ), производится анализ и обработка информации об отклонениях (по составляющим) за все часы прошедших суток. При необходимости производится соответствующая корректировка и обновление данных на Интернет-сайте. Корректировка может быть вызвана технической ошибкой при расчете величины инициативы, уточнением стороны инициативы или следствием неправильно отданной (зарегистрированной) диспетчерской команды, сбоем ТИ и т.д. 43

44

Начиная с 12:00 первых рабочих суток до 12:00 вторых рабочих суток, следующих за отчетными, Участник может обратиться в соответствующий диспетчерский центр для уточнения данных о результатах работы Участников, опубликованных на Интернет-сайте ОДУ Юга. Учитывая процедуру предварительного согласования почасовых объемов отклонений в темпе процесса, вероятность разногласий минимальна. Если до 12:00 вторых рабочих суток Участник не сообщил в ОДУ (РДУ) о своем несогласии с опубликованными на Интернет-сайте данными, то информация считается сформированной корректно и передается в Исполнительный аппарат «СО ЕЭС» в составе данных за отчетный период. 45

46

47 Контроль участия в ОПРЧ; Контроль за предоставлением диапазона регулирования реактивной мощности; Контроль качества участия ГТПГ ГЭС в автоматическом и оперативном вторичном регулировании; Оценка способности генерирующего оборудования ГТПГ к выработке электроэнергии. Выполнены требования к системе обмена технологической информацией с автоматизированной системой СО (с )

Производится регистрация и формирование информации о случаях участия/неучастия генерирующего оборудования в ОПРЧ на основании: –данных систем мониторинга участия в ОПРЧ генерирующего оборудования, действующих на основе оперативно-информационных комплексов, в соответствии с Техническими требованиями; –расследования случаев значимого изменения частоты электрического тока (превышающих ±0,2 Гц); –результатов выборочных проверок готовности электростанций к участию в ОПРЧ путем проведения испытаний, в т.ч. с привлечением специализированных организаций. 48

Показатель фактического предоставления диапазона регулирования реактивной мощности по соответствующей ГТП генерации определяется по итогам расчётного месяца ИА «СО ЕЭС»на основании представленной ОДУ информации о: количестве неисполненных участником ОРЭ в расчетном месяце команд на изменение режима работы по реактивной мощности по рассматриваемой ГТПГ; общем количестве отданных участнику ОРЭ в расчетном месяце команд на изменение режима работы по реактивной мощности по рассматриваемой ГТПГ. неисполнение команды на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности может быть зарегистрировано, если по истечении времени, заданного диспетчером при регистрации команды: –отклонение напряжения от заданного значения превышает ±2 кВ в условиях использования менее 90% имеющегося резерва по реактивной мощности; –фактическое изменение реактивной мощности составило менее 90% от заданного значения. 49

Регистрация участия во вторичном регулировании (в т.ч. автоматическом) осуществляется СО на основании выполнения команд (управляющих воздействий систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности – АРЧМ). Оценка качества участия ГЭС во вторичном регулировании производится с использованием систем мониторинга, действующих на основе данных ОИК, по ГТПГ ГЭС закрепленным за данным уровнем диспетчерского управления («СО ЕЭС», филиалами «СО ЕЭС» ОДУ, РДУ). Для оценки качества вторичного регулирования СО контролирует своевременность исполнения: –команд системы автоматического регулирования частоты (АРЧМ); –диспетчерских команд по управлению нагрузкой электростанций вторичного регулирования. 50

Критериями оценки соответствия ГО ГЭС Техническим требованиям при исполнении команды диспетчера по вторичному регулированию являются: соблюдение времени набора / сброса нагрузки; точность набора / сброса заданной величины активной мощности: –отклонения не должны превышать одновременно обоих граничных условий и ± 3% и ± 9 МВт от текущего задания на момент окончания выполнения команды. точность поддержания заданной величины активной мощности: –среднечасовые отклонения должны быть в пределах, не превышающих ± 3% от текущего задания; –флуктуации не должны превышать одновременно обоих граничных условий и ± 5% и ± 15 МВт. То есть на каждый момент времени действует большее из двух ограничений. 51

52 1. Ограничение установленной мощности; 2. Согласованное снижение располагаемой мощности - 1 ; 3. Снижение мощности по разрешенной внеплановой заявке, с разделением на: - заявки, поданные до 16:30 Y-4 (макеты для целей ВСВГО) - 1.5max ; - заявки, поданные до 16:30 Х-2 - 2max - заявки, поданные после 16:30 Х-2, но не позднее, чем за 4 часа до часа фактической поставки – 4 4. Снижение мощности, зарегистрированное по факту отключений негенерирующего оборудования – изм 5. Снижение мощности, зарегистрированное по факту невыполнения диспетчерского графика 5+, Снижение мощности из-за ремонта по неотложной (аварийной) заявке, отключения по факту или несогласованного с Системным оператором включения/неотключения генерирующего оборудования Непредставление мощности, как факт «неисполнения команды диспетчера»- 7 ; 8. Отклонения от нормативов времени пуска генерирующего оборудования 8.1 и 8.2 ; 9. Отклонения от заданной скорости сброса набора нагрузки 9

53 1. Увеличение минимальной мощности по разрешенной внеплановой заявке, с разделением на: - заявки, поданные до 16:30 Y-4 (макеты для целей ВСВГО) - 1.5min - заявки, поданные до 16:30 Х-2 - 2min - заявки, поданные после 16:30 Х-2, но не позднее, чем за 4 часа до часа фактической поставки – 4min 2. Увеличение минимальной мощности, зарегистрированное по факту связанные с ограничениями возможности исполнения технического минимума – измmin

54

С отдел СР приступил к выполнению вышеуказанной функции, которую до этого момента выполняла служба ЭР. В Перечень включены объекты электросетевого хозяйства: уровня 220 кВ и выше; находящиеся в диспетчерском управлении или диспетчерском ведении СО; участвующие в обеспечении передачи электрической энергии (линии электропередачи, трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы). 55

Несоблюдение объема и сроков проведения ремонтов регистрируется в отношении объектов электросетевого хозяйства, находящихся: в неплановом ремонте или отключенном состоянии, не предусмотренном месячным графиком (включая аварийные и неотложные ремонты) в случае подачи заявок в регламентные сроки (коэффициент С-1); при нарушении сроков подачи заявок независимо от вида ремонта (в случае подачи заявки на вывод в ремонт после суток X-5 или заявки на продление после суток X-2) (коэффициент С-2). 56

57 К 1 -коэффициент, установленный ФСТ и применяемый при расчете стоимости электрической энергии.