Transcript Конкурентный отбор РСВ

Конкурентный отбор ценовых заявок
на сутки вперед и особенности
ценообразования в РСВ
Порядок проведения конкурентного отбора
Торговые сутки
Поставщики
Результаты торгов
(цены, объемы)
Двусторонние
договоры
Заявки
Конкурен.
отбор
«на сутки
вперед»
Аукцион ценовых
заявок
Расчет
электрического
режима,
формирование
резервов
Заявки
Финансовое
обеспечение
Результаты торгов
(цены, объемы)
Потребители
Цели проведения конкурентного отбора

Объемы планового почасового производства должны быть
разделены для целей определения стоимости на объемы:
 проданные по регулируемым двусторонним договорам
 проданные по свободным двусторонним договорам
 проданные в РСВ по равновесным узловым ценам

Равновесные цены для каждого часа и для каждого узла
расчетной модели, а также для каждого сечения

Плановое почасовое производство
 для каждого узла расчетной модели
 для каждой ГТП

Величину плановых почасовых нагрузочных потерь
электроэнергии в сетях, представленных в расчетной модели

Величину плановых почасовых нагрузочных потерь ФСК
Входная информация

Максимальные объемы почасового потребления в ГТП потребления

Плановые почасовые объемы поставки по каждому сечению
поставки экспортно-импортных операций

Прогнозные диспетчерские графики генерации

Коэффициенты распределения ППП потребителей для ГТП
потребления типа «Нагрузка» по узлам расчетной модели

Соотнесение ГТП потребления типа «Система» с узлами расчетной
модели

Пределы регулирования для ГТП генерации и объектов управления

Суммарные по выделенным группам РГЕ значения снижения Рмакс
по команде СО для расчета ИВР

Информация о плановых потерях в сетях ФСК, включенных в ГТПП
Изолированные энергорайоны
Если СО передает в АТС актуализированную расчетную модель,
содержащую
энергорайоны,
временно
электрически
изолированные вследствие системных условий от основной части
ЕЭС РФ, АТС
осуществляет процедуру проведения
конкурентного отбора и определения планового почасового
производства и потребления в том числе и в отношении таких
энергорайонов, за исключением энергорайонов, для которых
конкурентный отбор не проводится, а плановое почасовое
производство/потребление (ППП) не меняется по отношению к
прогнозному диспетчерскому графику, заданному Системным
оператором при актуализации расчетной модели:
 энергорайон Северо-западной ТЭЦ
 энергорайон читинской области, работающий синхронно
с ОЭС Востока
Обработка ценовых заявок Участников НОРЭМ

Определение величины скорректированного максимального
объема потребления в ГТП потребления

Формирование
ограничений
на
величину
электроэнергии в ГТП потребления поставщиков

Моделирование ценовых заявок участников:
покупки
 Разнесение ценовых заявок из ГТП в узлы расчетной
модели
 Встраивание дополнительных пар «цена-количество» на
Рмин
 Формирование приоритетных объемов
 Обработка ценовых заявок для дисквалифицированных
Участников
Планирование объемов в ГТПП поставщика
ГТП потребления на собственные нужды генерации в новой модели
изменила название на ГТП потребления поставщика.
Участник оптового рынка в Уведомлении СО сообщает максимальный
почасовой объем потребления в ГТПП поставщика. Заявленная величина
принимается СО и сопоставляется с собственным прогнозом, как для
обычной ГТП потребления.
В случае если заявленная величина находится в диапазоне +/- 50%
прогноза СО, то в конкурентный отбор попадает величина потребления,
заявленная Участником. В противном случае используется прогноз СО.
Величина потребления в ГТПП поставщика
используется в качестве ограничения в
конкурентном отборе, т.е. в любом случае
исполняется!
Корректировка Рмакс в заявках участников
С корректировкой
Рмакс СО
Рмакс Рмакс СО
Рмакс СО
Рмакс
Без корректировки
Рмакс СО
Рмакс Рмакс СО
Разнесение ценовых заявок в узлы расчетной модели
В случае если ГТП относится к нескольким узлам расчетной модели, АТС
распределяет объемы электрической энергии, содержащиеся в каждой
паре «цена – количество» в ценовой заявке, на объемы электрической
энергии, относимые к каждому узлу расчетной модели, к которому
отнесена данная ГТП пропорционально Рмакс.
=
ГТП
Разнесение 1:2
+
Узел 1
Рмакс = 300
Узел 2
Рмакс = 600
Встраивание ценопринимания на Рмин
АТС осуществляет встраивание дополнительной ценопринимающей
ступени, соответствующей техническим минимумам в узловых заявках,
как сумму Рмин РГЕ, отнесенных к данному узлу
Суммарный Рмин
Рмин 1
=
ГТП
Рмин 2
+
Узел 1
Узел 2
На встроенные дополнительные ступени распространяется правило
формирования модельных приоритетных объемов
Моделирование приоритетов (генерация)
1

Системная надежность, атомные электростанции в части
обеспечения требований технологического регламента
эксплуатации, технологические Рмин.
2

Теплофикационный режим ТЭС, ГЭС в целях обеспечения
экологической безопасности и объемы из ПДГ
3

Для приоритетных объемов по РД, указанных в ЦЗ, а также
объемов производства зависимого промышленного
оборудования (блок-станции), увеличенных на объемы
потребления в ГТПП поставщиков,
4

Приоритетные объемы СДД
5

Прочие объемы, указанные в ценопринимающих заявках
Моделирование заявок на основании АРМ-заявки
Объемы РД попадают в
конкурентный отбор с
третьим приоритетом
только при указании этих
объемов в качестве
приоритетных в АРМ
заявки. Остальные объемы
ХХХ
ХХХ
учитываются в обычном
порядке.
Пример моделирования заявок
300
250
100
0,80
0,30 0,50
0,01 0,10
1
0
Рмин РД
приоритет
Рмакс
РмаксСО
1. Корректировка Рмакс и разнесение заявки по узлам
2. Встраивание дополнительной ступени на технический Рмин
3. Моделирование приоритетных объемов
Моделирование заявок для дисквалифицированных ГТП
Вид ценовой заявки после
моделирования СО

10 тарифной ступени нет!

Рмин = технический минимум
Рмин
Дисквалифицированные участники в РСВ участвуют только на Рмин.
Дисквалифицированные участники получают штраф за мощность
(незаявленные объемы)
Результаты конкурентного отбора: цены и объемы
Равновесные цены, являющиеся результатом конкурентного отбора,
определяются так, чтобы:
 объемы планового почасового производства и потребления
участников оптового рынка стали максимальными;
 в плановое почасовое производство и потребление участников
оптового рынка были включены все объемы электрической
энергии, относящиеся к соответствующему узлу, за которые:
 в ценовых заявках на покупку указана более высокая цена, чем
цена, указанная за объемы электрической энергии, включенные
в плановое почасовое потребление;
 в ценовых заявках на продажу указана более низкая цена, чем
цена, указанная за объемы электрической энергии, включенные
в плановое почасовое производство;
 равновесная цена в данном узле не превышала цену, указанную
в ценовой заявке на покупку;
 равновесная цена в данном узле была не меньше цены в
ценовой заявке на продажу;
 равновесные цены во всех узлах расчетной модели отличались
на стоимость нагрузочных потерь электрической энергии и
системных ограничений
Результаты конкурентного отбора: объемы
ТГ
Рмин
Рмакс
Рмин
Для каждой режимной генерирующей
единицы, вне зависимости от факта
подачи ценовой заявки, плановое
почасовое производство не может быть
меньше величины минимальной рабочей
мощности (Pmin) и не может превышать
величину максимальной рабочей
мощности (Pmax), указанных СО в
актуализированной расчетной модели.
технологичесикй
Объемы, включенные в ТГ должны
обеспечивать баланс производства и
потребления с учетом потерь;
Если ценопринимание больше потребления…

Отбор осуществляется внутри приоритетной группы

Объемы определяются исходя из критерия минимизации
стоимости нагрузочных потерь, учитываемых в расчетной
модели, путем решения оптимизационной задачи
Специальные случаи расчета (1)
Если в некоторой группе узлов расчетной
модели предложение оказывается
настолько больше спроса, что не все
объемы производства первого приоритета
могут быть включены в плановое
почасовое производство участников
оптового рынка (с учетом потерь и
системных ограничений), модельные
ценовые заявки покупателей, отнесенные
к узлам указанной группы, дополняются
подзаявкой с нулевой ценой до объема
потребления электрической энергии,
прогнозируемого системным оператором
на данный час операционных суток в
отношении данной ГТП потребления
согласно ПДГ
Специальные случаи расчета (2)
цена
Если в некоторой группе узлов
предложение превышает спрос, который
может быть включен в ППП потребителей,
и при этом цены в заявках покупателей
выше цен в заявках продавцов за объемы,
превышающие Pmin и включенные в
плановое почасовое потребление
участников оптового рынка, равновесная
цена в этой группе узлов устанавливается
на уровне максимальной из цен,
содержащихся в ценовых заявках
продавцов за объемы, включенные в
плановое почасовое производство
участников оптового рынка, с учетом
стоимости системных ограничений и
потерь
Специальные случаи расчета (3)
Если АТС в некоторой группе узлов
расчетной модели приняты только
приоритетные объемы СДД по
потреблению, равновесная цена в этой
группе узлов устанавливается на уровне
максимальной из всех цен, заявленных в
ценовых заявках продавцов за объемы,
включенные в ППП
МАХ цена
торговой
сессии
МАХ цена
торговой
сессии
Если АТС в некоторой группе узлов
расчетной модели приняты только
ценопринимающие объемы в заявках на
покупку при условии включения в
плановое почасовое потребление всех
приоритетных объемов двусторонних
договоров, равновесная цена в этой
группе узлов устанавливается на уровне
максимальной цены для данной торговой
сессии
Конкурентный отбор
Ц+
Ц-Ц (+/-)
Ц
Ц++
Порядок объявления результатов конкурентного
отбора недействительным
Предпосылки:
 СО не передал в АТС актуализированную расчетную модель
 Предложение настолько меньше спроса, что не покрываются
приоритетные объемы РД
 Результаты конкурентного отбора не сбалансированы
Следствия:
 Объемы ППП принимаются равными РД
 Объемы СДД считаются нереализованными
 Цены принимаются равным ценам из РД
Соотношение РД и РСВ для покупателя (1)
ППП
РД
Купит на РСВ по
дог. купли-продажи
и/или по СДД
РД
100
ППП
120
РД<ППП на 20,
Покупатель купил разницу (20) по
договору на РСВ или по СДД.
В случае если приобретенный
Покупателем по регулируемому
договору
(РД)
объем
электрической энергии меньше
его
планового
почасового
потребления
(ППП),
это
означает,
что
Покупатель
покупает объем электрической
энергии в части превышения
по договору на рынке на сутки
вперед
(РСВ)
или
по
свободному
двустороннему
договору.
Соотношение РД и РСВ для покупателя (2)
ППП
Продаст по договору на
РСВ и/или по СДД
РД
РД
100
ППП
70
РД>ППП на 30,
Покупатель продал разницу (30) по
договору на РСВ или по СДД.
В случае если приобретенный
Покупателем по регулируемому
договору
(РД)
объем
электрической энергии больше
его
планового
почасового
потребления
(ППП),
это
означает,
что
Покупатель
продает
излишний
объем
электрической
энергии
по
договору на рынке на сутки
вперед
(РСВ)
или
по
свободному
двустороннему
договору.
Соотношение РД и РСВ для генератора (1)
ППП
Если объем электрической энергии,
который должен быть поставлен
Поставщиком по РД, превышает его
плановое почасовое производство
(ППП), это означает, что Поставщик
Купит на РСВ по
дог. купли-продажи
и/или по СДД
РД
РД
100
ППП
70
РД > ППП на 30,
Генератор купил недостающий
объем (30)
по договору на РСВ или по
СДД.
купит
недостающий
ему
для
надлежащего исполнения РД объем
электрической энергии по договору
на рынке на сутки вперед (РСВ) или
по
свободному
договору.
двустороннему
Соотношение РД и РСВ для генератора (2)
ППП
Если объем электрической энергии,
который должен быть поставлен
Поставщиком
по
РД,
менее
его
планового почасового производства
(ППП), это означает, что Поставщик
Продаст по договору на
РСВ и/или по СДД
РД
100
РСВ
(ППП)
120
продаст
объем
энергии,
превышающий
его
обязательства по РД, по договору на
рынке на сутки вперед (РСВ) или по
свободному
РД < ППП на 20,
Генератор продал объем (20),
превышающий объем
РД, по договору на РСВ или по
СДД.
электрической
договору.
двустороннему
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ