Приложение 11. Регламент коммерческого учета

Приложение № 11
к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка
РЕГЛАМЕНТ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
утвержден 14 июля 2006 года (Протокол № 96 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 11 августа 2006 года (Протокол № 97 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 29 августа 2006 года (Протокол № 99 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 27 октября 2006 года (Протокол № 105 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 24 ноября 2006 года (Протокол № 106 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 26 января 2007 года (Протокол № 2/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 22 февраля 2007 года (Протокол № 4/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 16 марта 2007 года (Протокол № 5/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 26 апреля 2007 года (Протокол № 8/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 14 мая 2007 года (Протокол № 9/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 1 июня 2007 года (Протокол № 10/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 27 июня 2007 года (Протокол № 13/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 6 августа 2007 года (Протокол № 16/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 10 сентября 2007 года (Протокол № 20/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 1 октября 2007 года (Протокол № 22/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 19 октября 2007 года (Протокол № 23/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 1 ноября 2007 года (Протокол № 24/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 30 ноября 2007 года (Протокол № 26/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 28 декабря 2007 года (Протокол № 29/2007 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 15 января 2008 года (Протокол № 1/2008 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 1 февраля 2008 года (Протокол № 3/2008 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 29 февраля 2008 года (Протокол № 7/2008 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 25 апреля 2008 года (Протокол № 10/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 7 июня 2008 года (Протокол № 14/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 27 июня 2008 года (Протокол № 15/2008 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 28 июля 2008 года (Протокол № 17-1/2008 заседания Наблюдательного совета НП «АТС»),
с изменениями от 12 сентября 2008 года (Протокол № 19/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 3 октября 2008 года (Протокол № 21/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 13 октября 2008 года (Протокол № 22/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 31 октября 2008 года (Протокол № 23/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 ноября 2008 года (Протокол № 26/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 декабря 2008 года (Протокол № 29/2008 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 января 2009 года (Протокол № 2/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 27 марта 2009 года (Протокол № 7/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 24 апреля 2009 года (Протокол № 9/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 мая 2009 года (Протокол № 12/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 23 июня 2009 года (Протокол № 14/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 31 июля 2009 года (Протокол № 16/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 августа 2009 года (Протокол № 20/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 25 сентября 2009 года (Протокол № 23/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 октября 2009 года (Протокол № 26/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 ноября 2009 года (Протокол № 30/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 25 декабря 2009 года (Протокол № 34/2009 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 29 января 2010 года (Протокол № 2/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 февраля 2010 года (Протокол № 5/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 марта 2010 года (Протокол № 7/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 апреля 2010 года (Протокол № 9/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
изменениями от 1 июня 2010 года (Протокол № 13-II/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
изменениями от 22 июня 2010 года (Протокол № 15/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 июля 2010 года (Протокол № 19/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 августа 2010 года (Протокол № 21-II/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 17 сентября 2010 года (Протокол № 23-I/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 21 сентября 2010 года (Протокол № 23-III/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 29 октября 2010 года (протокол № 30/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 ноября 2010 года (Протокол № 33/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 17 декабря 2010 года (Протокол № 36/2010 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 25 февраля 2011 года (Протокол № 5/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 28 апреля 2011 года (протокол № 12/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
с изменениями от 24 июня 2011 года (протокол № 19/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 29 июля 2011 года (протокол № 22/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 2 сентября 2011 года (протокол № 24/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 25 ноября 2011 года (протокол № 37/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 26 декабря 2011 года (протокол № 43/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 24 февраля 2012 года (протокол № 10/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 30 марта 2012 года (протокол № 14/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 27 апреля 2012 года (протокол № 17/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»),
с изменениями от 31 августа 2012 года (протокол № 26/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»)
2
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
ОГЛАВЛЕНИЕ
1.
Предмет Регламента
2.
Сфера действия
3.
Общие принципы организации коммерческого учета на ОРЭ
4.
Субъекты отношений в сфере коммерческого учета
5.
Требования к формированию данных коммерческого учета по внутренним
сечениям
6.
Требования к порядку информационного обмена между смежными Участниками
оптового рынка, ФСК и СО
3
3
3
7
8
9
7.
Порядок взаимодействия субъектов отношений в сфере коммерческого учет
9
в течение расчетного периода
8.
Порядок применения замещающих методов расчета
9.
Порядок обработки данных КО
10.
Хранение и проверка данных коммерческого учета
13
17
21
3
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Настоящий Регламент регулирует взаимодействие Участников оптового рынка, ФСК, СО и КО
при сборе, обработке и передаче данных коммерческого учета для проведения расчетов на оптовом
рынке электрической энергии (мощности) (далее – ОРЭМ) в период до момента приведения всех систем
учета в соответствие с техническими требованиями к коммерческому учету ОРЭМ.
Также настоящий Регламент регулирует взаимодействие Совета рынка (далее − СР) с КО, ФСК и
Участниками оптового рынка в сфере коммерческого учета.
Организация коммерческого учета на ОРЭМ регулируется Правилами оптового рынка
электроэнергии и мощности, Договором о присоединении к торговой системе и прилагаемыми к нему
Регламентами оптового рынка. Положения и требования, относящиеся к сфере применения АИИС в
коммерческом учете на ОРЭ (в том числе технические требования к ним, процедуры установления
соответствия техническим требованиям, порядок модернизации, проведения испытаний, проверок,
эксплуатации) устанавливаются Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) и распространяются на всех Участников оптового рынка и ФСК.
1
Предмет Регламента
Настоящий Регламент определяет:
2

порядок взаимоотношений Участников в сфере коммерческого учета на ОРЭ, в том числе
порядок использования ими средств измерений;

порядок сбора результатов измерений, формирования и согласования величин фактических
объемов производства и потребления, передачи и распределения электрической энергии между
Участниками оптового рынка, а также между Участниками оптового рынка и ФСК;

требования к предоставлению согласованных величин фактических объемов электроэнергии
для обеспечения проведения финансовых расчетов КО.
Сфера действия
Положения данного Регламента распространяются на всех Участников оптового рынка электроэнергии
ценовых, неценовых зон ОРЭ и Калининградской области, ФСК, СО, КО и СР, а также на процедуры
коммерческого учета при осуществлении экспортно-импортных операций.
3
Общие принципы организации коммерческого учета на ОРЭ
3.1. Участники оптового рынка между собой, а также Участники оптового рынка и ФСК по смежным
сечениям для обеспечения функционирования системы коммерческого учета электроэнергии на ОРЭ
регулируют порядок информационного обмена, процедуру учета, порядка расчета и согласования
количества электроэнергии в соответствии с настоящим Регламентом и Соглашениями об
информационном обмене (далее – Соглашения), за исключением случая, определенного в п. 2.6
Регламента допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка).
Риски наступления неблагоприятных последствий, связанных с
процедурами и порядком
взаимодействия, оформленных в Соглашениях, несут Участники оптового рынка (Участники
оптового рынка и ФСК).
В случае отсутствия в КО Соглашения Участников ОРЭ либо уведомления от Участников ОРЭ о
заключении Соглашения, за исключением случаев, определенных в п. 2.2.5 Регламента допуска к
торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка), КО не принимает данные, содержащиеся в актах учета перетоков между смежными
Участниками оптового рынка (Участниками оптового рынка и ФСК) для формирования сводного
физического баланса производства и потребления электроэнергии на ОРЭ до предоставления
4
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
уведомления о заключении Соглашения. При этом КО для формирования указанного баланса за
последующие расчетные периоды использует в отношении указанных Участников оптового рынка
(Участников оптового рынка и ФСК) замещающие методы расчета в соответствии с алгоритмами,
установленными разделом 8 настоящего Регламента.
3.2. В случае наличия сечения между двумя группами точек поставки потребления, зарегистрированными
в отношении одного Участника оптового рынка (далее – внутреннее сечение), необходимыми
условиями обеспечения коммерческого учета сальдо перетоков электроэнергии в таком сечении
является выполнение Участником требований раздела 5 и п. 7.4 настоящего Регламента.
3.3. Данные о величине сальдо перетоков электроэнергии,
формируются в соответствии
с
действующими Перечнями средств измерений для целей коммерческого учета (далее – Перечни
средств измерений), оформленными смежными Участниками ОРЭ (Участники ОРЭ и ФСК).
Перечни средств измерений содержат информацию о средствах измерения и алгоритмах
приведения результатов измерений от точек измерения к значению величины электроэнергии в
точках поставки. Требования к оформлению и предоставлению Перечней средств измерений
прописаны в приложение 3 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Перечни средств измерений по смежным сечениям между ФСК и Участником ОРЭ, оплачивающим
услуги по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь в соответствии с пп. 3
Регламента допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка), формируются с учетом отнесения элементов электрооборудования ФСК,
входящих в сечения, к территориям субъектов Российской Федерации.
Данные о величине сальдо перетоков электроэнергии в сечениях с ФСК формируются на
основании действующих Перечней средств измерений по точкам поставки, объединенным в
сечения между ценовыми и неценовыми зонами и расположенным на границах эксплуатационной
ответственности по всем объектам электросетевого хозяйства филиалов ФСК, относящихся к
различным ценовым (неценовым) зонам, а также по точкам поставки на государственной границе
Российской Федерации для осуществления экспортно-импортных операций. В случае наличия в
сечении для осуществления экспортно-импортных операций точек поставки, расположенных на
элементах электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше и точек поставки,
расположенных на элементах электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже, и при
условии наличия заключенных договоров по оплате услуг по передаче электрической энергии в
ЕНЭС в части оплаты потерь в соответствии с пп. 3 Регламента допуска к торговой системе оптового рынка
(Приложение № 1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), ФСК оформляет
отдельные Перечни средств измерений по каждой группе сетей (220 кВ и ниже; 330 кВ и выше). Для
каждой совокупности точек поставки, расположенных на элементах электрооборудования ФСК,
установленных на территориях, относящихся к различным субъектам Российской Федерации, а также
для каждой совокупности точек поставки, входящих в сечения экспорта-импорта и расположенных
на элементах электрооборудования ФСК, расположенных на территориях, относящихся к различным
субъектам Российской Федерации оформляется отдельный перечень. Допускается оформление в
едином документе нескольких сечений при условии четкого соотнесения точек поставки каждому
описываемому сечению. В случае наличия в смежном сечении ФСК и Участника оптового рынка,
оплачивающего услуги по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь в
соответствии с пп. 3 Регламента допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка), точек поставки, расположенных на элементах
электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше и точек поставки, расположенных на
элементах электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже, ФСК и Участник оптового
рынка оформляют и согласовывают для передачи в КО Перечни средств измерений:

сформированные отдельно по точкам поставки, расположенным на элементах
электрооборудования, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше и точкам поставки, расположенным
на элементах электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже,
либо

единый документ, охватывающий все точки поставки, входящие в смежное сечение.
Особенности предоставления отчетной информации для первого и второго случая приведены в
настоящем Регламенте.
В случае наличия в смежном сечении ФСК и Участника оптового рынка электрических сетей,
относящихся к отпуску с шин генерирующего объекта, для которых потребление на собственные
хозяйственные нужды и потери в станционной электросети отнесены к суммарному потреблению
Участника оптового рынка, и при этом Участник оптового рынка оплачивает услуги по передаче
5
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь, то точки поставки, расположенные на
указанных электрических сетях, ФСК и Участник оптового рынка оформляют отдельным Перечнем
средств измерений.
3.4. В случае если территориальной сетевой организации присвоен статус гарантирующего поставщика в
соответствии с п. 51 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в
переходный период реформирования электроэнергетики, утвержденных Постановлением
Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 530, и смежными с ними участниками
оптового рынка (ФСК) не представлены Перечни средств измерений в сроки, определенные п. 2.5.16
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), либо в случае если КО
оформлена отрицательная техническая
экспертиза представленных документов, то данные
коммерческого учета, содержащиеся в актах учета перетоков территориальной сетевой организации и
смежных субъектов оптового рынка, не принимаются для формирования сводного физического
баланса производства и потребления электроэнергии на ОРЭ. При этом КО для формирования
указанного баланса использует замещающие методы расчета в соответствии с алгоритмами,
установленными п. 8 настоящего Регламента.
КО прекращает использование замещающих методов при формировании сводного физического
баланса производства и потребления электроэнергии на ОРЭ за месяц, в котором были устранены
соответствующие нарушения.
3.5. Данные о величине произведенной электроэнергии Участников ОРЭ, выступающих в качестве
поставщиков, формируются на основании действующих Перечней средств измерений для целей
коммерческого учета по точкам поставки, входящим в ГТП генерации.
3.6. Основой для расчетов стоимости электроэнергии для участников ОРЭ являются данные
коммерческого учета, содержащиеся в актах учета (оборота) по генерации, отражающие почасовые
суммарные величины произведенной электроэнергии по всем группам точек поставки генерации, а
также данные, содержащиеся в актах учета (оборота) по потреблению и отражающие почасовые
величины потребленной электроэнергии на ОРЭ. Приложениями к актам учета оборота по
потреблению участников ОРЭ являются почасовые и интегральные акты учета перетоков между
смежными участниками оптового рынка (Участниками оптового рынка и ФСК). Порядок
формирования и предоставления актов учета (оборота) по генерации и потреблению, а также
почасовых и интегральных актов учета перетоков устанавливается разделом 7 настоящего
Регламента.
3.7. Основой для расчета стоимости объёмов электрической энергии, покупаемой ФСК с целью
компенсации потерь в электрических сетях, является:

объём фактических потерь электроэнергии в сетях ФСК (отдельно по каждой ценовой,
неценовой зоне и Калининградской области), сформированный на основании почасовых
актов учета перетоков между Участниками оптового рынка и ФСК, в сечениях экспортаимпорта и сальдо перетоков электроэнергии между ценовыми и неценовыми зонами;

величины фактических отпусков электрической энергии (в сальдированном выражении) для
сетей ФСК 330 кВ и выше и для сетей ФСК 220 кВ и ниже по сечениям с Участниками ОРЭ,
оплачивающих услуги по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь в
соответствии с пп. 3 Регламента допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), сформированные на основании
почасовых и интегральных актов учета перетоков между Участниками оптового рынка и ФСК
за отчетный месяц и сгруппированные по территориям субъектов Российской Федерации по
сечениям с ФСК.
Порядок формирования и предоставления почасовых и интегральных актов учета перетоков, а также
обработки данных со стороны КО устанавливается разделами 7 и 9 настоящего Регламента.
3.8. Участники оптового рынка между собой, а также Участники оптового рынка и ФСК по смежным
сечениям обязаны согласовывать почасовые и интегральные акты учета перетоков с указанием
фактических величин сальдо перетоков по сечениям в соответствии с заключенными Соглашениями.
В случае наличия в смежном сечении ФСК и Участника оптового рынка, оплачивающего услуги
по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь в соответствии с пп. 3 Регламента
допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка), точек поставки, расположенных на элементах электрооборудования, находящихся у
ФСК как на праве собственности или ином законном основании, ФСК и Участник оптового рынка
оформляют и согласовываются для передачи в КО:
6
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности

почасовые сальдо перетоков, сформированные отдельно по точкам поставки,
расположенным на элементах электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше и
точкам поставки, расположенным на элементах электрооборудования, отнесенных к сетям ФСК 220
кВ и ниже (в соответствии с оформленными Перечнями средств измерений),
либо

интегральные акты учета перетоков и почасовые акты учета перетоков, сформированные
суммарно по всему сечению.
В случае наличия в смежном сечении ФСК и Участника оптового рынка электрических сетей,
относящихся к отпуску с шин генерирующего объекта, для которых потребление на собственные и
хозяйственные нужды, а также потери в станционной электросети, отнесены к суммарному
потреблению Участника оптового рынка, оплачивающего услуги по передаче электрической
энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь, точки поставки, расположенные на указанных
электрических сетях, должны быть сгруппированы в отдельное сальдо перетоков, а величины
почасовых сальдо перетоков оформляются и согласовываются отдельно в соответствии с
оформленным Перечнем средств измерений.
Для внутренних сечений почасовые акты учета перетоков оформляются подписью одного Участника
ОРЭ.
3.9. Участники оптового рынка, имеющие зарегистрированные ГТП генерации, обязаны согласовывать
акты оборота по генерации в отношении произведенной электроэнергии с СО.
3.10. ГАЭС обязаны согласовывать величины электроэнергии, измеренные на выводах генераторов и
отраженные в актах оборота, в отношении выработанной (в генераторном режиме) и потребленной
(в двигательном режиме) (далее акты оборота ГАЭС) с СО.
Указанные в данном пункте акты оборота по генерации Участников оптового рынка – поставщиков
электроэнергии, а также акты оборота генерации ГАЭС являются основанием для определения
почасовых величин произведенной или потребленной генератором (ми) ГАЭС в двигательном
режиме электроэнергии.
3.11. Поставщики электроэнергии, не имеющие зарегистрированной ГТП потребления, направляют
согласованные СО акты оборота в отношении произведенной
электроэнергии смежным
энергосбытовым компаниям, образованным в результате реформирования АО-энерго, с которыми у
указанных поставщиков заключены договоры энергоснабжения на розничном рынке. Указанные в
актах оборота в отношении произведенной электроэнергии величины, используются
энергосбытовыми компаниями при формировании их актов оборота потребления.
3.12. Непредставление в КО согласованных актов оборота по генерации и (или) согласованных
почасовых актов перетоков и (или) согласованных интегральных актов учета перетоков, либо
невыполнение требований по внутреннему сечению, означает безусловное согласие Участников
оптового рынка и ФСК на использование КО замещающих методов расчетов для определения
фактических объемов произведенной (потребленной) электроэнергии.
3.13. В случае установления со стороны СР случаев нарушений, допущенных Участниками оптового
рынка (Участниками оптового рынка и ФСК) в сфере коммерческого учета, а именно:
 нарушений порядка сбора и обработки результатов измерений;
 нарушений формирования расчетным путем на основании результатов измерений данных о
количестве произведенной и потребленной электрической энергии (мощности) в
соответствующих группах точек поставки,
а также в случае отказа в допуске представителей КО и (или)СР на объекты электроэнергетики
Участников оптового рынка и (или) ФСК для проведения инспекционных проверок в порядке,
установленном в соответствии с 10.5 настоящего Регламента, в отношении таких Участников
оптового рынка и ФСК предусматривается ответственность в соответствии с Положением о применении
санкций на оптовом рынке электрической энергии и мощности (Приложение № 21 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка).
3.14. Замещающие методы расчета используются в отношении данных по группам точек поставки в
следующих случаях:
− не поступили согласованные почасовые и (или) интегральные акты учета перетоков, акты оборота
в отношении произведенной электроэнергии, акты оборота ГАЭС в отношении произведенной или
потребленной генератором (-ами) в двигательном режиме электроэнергии ГАЭС;
− не выполнены требования по внутренним сечениям;
− в КО не представлены Перечни средств измерений, переоформленные в соответствии с
требованиями КО после получения Акта соответствия АИИС техническим требованиям оптового
рынка в соответствии с приложением 3 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка
7
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). КО прекращает
использование замещающих методов при формировании сводного физического баланса
производства и потребления электроэнергии на ОРЭ в ближайший отчетный период, следующий за
месяцем, в котором требуемые изменения в Перечне средств измерений были согласованы со
стороны КО.
3.15. При осуществлении коммерческого учета в отношении экспортно-импортных операций
фактические почасовые объемы сальдо перетоков по каждому сечению экспорта-импорта
определяются Держателем договоров о параллельной работе как сумма почасовых величин
электроэнергии, отраженных в представленных им в КО почасовых актах учета перетоков. Акты
учета перетоков должны формироваться и представляться в КО на основании результатов измерений
перетоков электроэнергии по межгосударственным линиям электропередач (МГЛЭП),
пересекающим государственную границу Российской Федерации отдельно по сетям, отнесенным к
сетям ФСК 330 кВ и выше и сетям ФСК 220 кВ и ниже. Каждый сальдо перетоков формируется с
учетом отнесения его к территории субъекта Российской Федерации. При этом данные
коммерческого учета представляются с учетом времени той ценовой зоны (неценовой зоны), к
которой отнесено сечение экспорта-импорта.
3.16. Для сечений между ценовыми и неценовыми зонами в случае отсутствия на элементах
электрооборудования, находящегося у ФСК на праве собственности либо на ином законном
основании, точек поставки Участников ОРЭ, сбор, формирование и предоставление данных
коммерческого учета в КО осуществляет ФСК. При этом данные коммерческого учета
представляются с учетом времени той ценовой зоны, к которой отнесено данное сечение.
3.17. Изменения состава средств измерений, используемых в целях коммерческого учета
электроэнергии по точкам поставки смежных Участников оптового рынка (Участников оптового
рынка и ФСК), а также изменения состава точек поставки должны отражаться в Соглашениях,
перечнях средств измерений и Актах согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков
электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП
генерации). Риски наступления неблагоприятных последствий, вызванных невнесением и (или)
несвоевременным внесением указанных изменений в Перечни средств измерений, Акты согласования
алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления
(величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) лежат на Участниках оптового рынка и
(или) ФСК.
4
Субъекты отношений в сфере коммерческого учета
4.1 К субъектам отношений в сфере коммерческого учета относятся:
- КО;
- СО;
- ФСК;
- Участники оптового рынка электроэнергии.
4.2 КО:
 участвует в процессе согласования предоставляемых Участниками оптового рынка Перечней
средствах измерений по группам точек поставки генерации и смежным сечениям;
 определяет совместно с СО источники оперативных данных о суммарном потреблении на
территориях, совпадающих с территориями субъектов Российской Федерации, включающих
потребление ГТП Участников оптового рынка и потери ФСК (далее – потребление
территории субъекта РФ);
 формирует и передает с использованием ЭЦП Участникам оптового рынка, ФСК и СО
перечень учетных показателей и их идентификаторов для передачи данных коммерческого
учета и оперативных данных, используемых в качестве замещающей информации или
применяющихся в замещающих методах расчета;
 принимает и обрабатывает данные о величинах сальдо перетоков между смежными
участниками оптового рынка (Участниками оптового рынка и ФСК), указываемых в
почасовых и интегральных актах учета перетоков;
 принимает и обрабатывает акты оборота в отношении объемов
электроэнергии,
потребленной Участниками оптового рынка и ФСК;
 принимает и обрабатывает согласованные поставщиками электроэнергии с СО акты
оборота в отношении объемов произведенной электроэнергии;
8
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности

4.3 СО:

принимает от СО оперативные данные, используемые в качестве замещающей информации
или при применении замещающих методов расчета, в отношении смежных сечений и ГТП,
по которым Участниками оптового рынка (Участником оптового рынка и ФСК) не были
предоставлены согласованные почасовые акты перетоков или акты оборота генерации.
определяет совместно с ФСК источники замещающих данных и согласует Перечни средств
измерений по точкам учета в сечениях, расположенных на государственной границе
Российской Федерации для осуществления экспортно-импортных операций и точкам учета в
сечениях между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка;
 определяет совместно с КО источники оперативных данных о суммарном потреблении
территорий субъектов РФ;
 согласует предоставленные энергоснабжающими организациями акты оборота в отношении
производства
электрической
энергии
электростанциями,
принадлежащими
энергоснабжающей организации;
 согласует предоставленные поставщиками электроэнергии акты оборота в отношении ГТП
генерации;
 проводит сбор, хранение и передачу в КО по мере поступления запросов технической
информации, позволяющей провести оценку достоверности данных коммерческого учета
Участников оптового рынка;
 ежедневно передает в КО оперативную информацию об ожидаемых результатах
коммерческого учета по ГТП генерации, сечениям экспорта-импорта и сечениям между
ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка для возможного использования в качестве
замещающей информации;
 ежедневно передает в КО оперативную информацию об ожидаемых результатах
коммерческого учета о суммарном потреблении территории субъекта РФ.
4.4 Участники оптового рынка и ФСК:
 согласуют со всеми смежными Участниками оптового рынка и (или) ФСК, а также с КО
Перечни средств измерений;
 согласуют с СО и КО Перечни средств измерений в отношении зарегистрированных за ними ГТП
генерации;
 ФСК согласует с СО и КО Перечни средств измерений для сечений, расположенных на
государственной границе Российской Федерации для осуществления экспортно-импортных
операций и сечений между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка;
 осуществляют информационное взаимодействие по взаимному предоставлению результатов
измерений средствами измерений представленными в Перечнях средств измерений;
 согласовывают со смежными участниками оптового рынка и (или) ФСК Акты учета перетоков
в порядке и в сроки, предусмотренные настоящим Регламентом;
 согласовывают с СО акты оборота по генерации в порядке и в сроки, предусмотренные
настоящим Регламентом;
 предоставляют в КО и региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» (РДУ) Акты оборота,
приложениями к которым являются Акты учета перетоков и интегральные акты учета
перетоков, в порядке и в сроки, предусмотренные настоящим Регламентом.
5
Требования к формированию данных коммерческого учета по внутренним сечениям
Для внутренних сечений устанавливаются следующие требования к формированию отчетных
данных коммерческого учета:
5.1.
средства измерений, обеспечивающие измерения электроэнергии во всех точках
поставки, входящих в указанное сечение, должны быть включены в АИИС. Допускается
применение средств измерений, обеспечивающих измерения на «малых» точках поставки,
которые в соответствии с п. 1.2 Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения статуса
субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) не включены в
АИИС. В случае применения в отношении таких точек поставки средств измерений,
обеспечивающих учет электрической энергии суммарно на определенный момент времени
(интегральный учет), распределение интегральных помесячных результатов измерений по часам
9
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
суток осуществляется с использованием типовых суточных графиков нагрузки (на каждую точку
измерения отдельно). При этом суммарно за расчетный период величина почасовых объемов
потребленной электрической энергии должна быть равна показателям, полученным при
интегральном учете. Типовые суточные графики могут быть актуализированы в соответствии с
Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) и присланы в ПАК КО;
5.2. наличие действующего в пределах всего текущего отчетного периода Акта о соответствии
АИИС класса А+, А, выданного по результатам проведения испытаний с участием
представителей КО. В случае продления срока действия ранее выданного Акта о соответствии
АИИС класса А+, А, полученного с оформлением Соглашения о финансовой ответственности за
последствия, связанные с использованием недостоверных результатов измерений, полученных с использованием
АИИС заявителя, в целях коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии и
мощности, обязательным условием является проведение испытаний с фактическим участием
представителей КО;
5.3. измерения по сечению выполняются в соответствии с аттестованной в установленном
законодательством РФ порядке МВИ;
5.4. Акт согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении
между ГТП потребления согласован с КО в порядке и сроки, определенные в приложении 5 к
настоящему Регламенту.
6
Требования к порядку информационного обмена между смежными Участниками оптового
рынка, ФСК и СО
6.1. Участники оптового рынка и ФСК по смежным сечениям, а так же Участники оптового рынка и СО
для обеспечения функционирования системы коммерческого учета электроэнергии на ОРЭМ
регулируют процедуру учета, порядка расчета и согласования количества переданной (полученной) и
произведенной электроэнергии в соответствии с требованиями настоящего Регламента.
6.2. Участник оптового рынка и ФСК:

не должны осуществлять демонтаж и (или) замену средства (системы) измерений
смежного субъекта, представленного в Перечне средств измерений, на средство (систему)
измерений более низкого класса точности;

обязаны предварительно согласовывать с собственником или иным законным владельцем
средства (системы) измерений демонтаж и (или) заменену указанных средств (систем)
измерений, при условии их замены на средства измерений более высокого класса
точности.
6.3. Каждый Участник оптового рынка и ФСК несут ответственность:

за организацию эксплуатации средств измерений, принадлежащих им на праве
собственности или ином законном основании и представленных в Перечнях средств
измерений и Актах согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении
между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) для целей
коммерческого учета;

за достоверность данных коммерческого учета.
Каждая сторона отношений в случае выявления факта наличия недостоверных результатов
измерений или отсутствие результатов измерений в предоставляемой информации обязана
уведомить об этом смежного Участника оптового рынка (ФСК).
Участник оптового рынка (ФСК) может быть допущен к приборам учета, находящимся у
смежного Участника оптового рынка на праве собственности или ином законном основании:
 при достижении договоренности со смежным Участником оптового рынка (ФСК) о
получении доступа к приборам учета;
 с привлечением КО на основании предоставленных обоснованных сомнениях в
достоверности результатов измерений.
6.4. Требования к порядку информационного обмена.
6.4.1. Участники оптового рынка, ФСК и СО в срок не позднее 3 (трех) рабочих дней до начала
работы на оптовом рынке представляют в адрес контрагентов по согласованию данных
коммерческого учета по итогам расчетного периода регистрационную информацию, а именно
перечень лиц:
10
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
 ответственных за согласование и подписание актов учета перетоков и актов оборота по
генерации;
 получивших доверенность на обмен сертификатами открытых ключей.
6.4.2. Участники оптового рынка и ФСК предоставляют:
6.4.2.1. КО результаты измерений, полученных с использованием АИИС, имеющих
действующий Акт о соответствии АИИС в электронном виде в форматах 80020 и 80040 и в
сроки, определенные Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении
к торговой системе оптового рынка) − «Формат и Регламент предоставления результатов измерений в
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (далее – Приложение № 11.1.1), с
обязательным использованием электронно-цифровой подписи;
6.4.2.2. Смежным Участникам оптового рынка результаты измерений, полученных с
использованием:

АИИС, имеющих действующий Акт о соответствии АИИС. Информация предоставляется в
электронном виде в форматах 80020 и 80040, определенных разделом 4 Приложения № 11.1.1);

иных средств измерений (в том числе средств измерений принадлежащих на праве
собственности или ином законном основании третьим лицам), представленных в Перечне
средств измерений и не включенных в АИИС;
6.4.3Участники оптового рынка и ФСК самостоятельно определяют:

порядок и сроки предоставления смежным Участникам оптового рынка оперативной
информации о результатах измерений в соответствии с Перечнем средств измерений;

порядок и сроки предоставления смежным Участникам оптового рынка и СО
результатов измерений, полученных с использованием АИИС, имеющих действующий Акт о
соответствии АИИС. При этом срок представления результатов измерений не может быть
определен позднее сроков, установленных разделом 3 Приложения №11.1.1;

сроки, порядок и формат предоставления результатов измерений средствами измерений,
не включенных в АИИС. При этом порядок информационного обмена не должен
противоречить срокам, определенным разделом 7 настоящего Регламента;

порядок формирования почасовых актов учета перетоков и в случаях, предусмотренных п.
3.8 настоящего Регламента, интегральных актов учета перетоков электроэнергии и порядок их
согласования (для участников ОРЭМ и ФСК).
6.4.4 Участники оптового рынка – поставщики электрической энергии и СО самостоятельно
определяют:

порядок формирования и согласования актов учета оборота по генерации.
6.5. Смежные с заявителем Участники оптового рынка (ФСК) обязаны независимо от наличия Акта
согласования групп точек поставки и отнесения их к узлам расчетной модели согласовать Перечни средств
измерений для целей коммерческого учета в течение 30 (тридцати) календарных дней с даты их
получения, в противном случае предоставить заявителю обоснованные причины несоответствия
предоставленных Перечней средств измерений для целей коммерческого учета требованиям
приложения 3 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка (Приложение № 1.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). В случае если при согласовании смежным
Участником оптового рынка Перечня средств измерений для целей коммерческого учета возникает
необходимость дополнительного согласования Перечня средств для целей коммерческого учета с
третьей стороной (в том числе сетевой организацией), не являющейся Участником оптового рынка,
все вопросы по такому согласованию Перечня средств измерений для целей коммерческого учета
обязан урегулировать смежный Участник оптового рынка, что является существенным условием в
соответствии с п. 9 приложения 4 к Регламенту допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение
№ 1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
7
Порядок взаимодействия субъектов отношений в сфере коммерческого учет в течение
расчетного периода
7.1. Смежные Участники оптового рынка и ФСК формируют почасовые и в случаях, предусмотренных п.
3.8 настоящего Регламента, интегральные величины сальдо перетоков электроэнергии по всем
точкам поставки оптового рынка, и согласовывают между собой в соответствии с требованиями к
порядку информационного обмена настоящего Регламента.
7.2. По итогам расчетного периода Участники оптового рынка и ФСК составляют почасовые и в случаях,
предусмотренных п. 3.8 настоящего Регламента, интегральные акты учета перетоков и передают для
11
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
согласования смежному Участнику оптового рынка (ФСК) в соответствии с требованиями к порядку
информационного обмена, установленных настоящим Регламентом.
7.3. Участники оптового рынка предоставляют в КО, а также в региональные филиалы СО  РДУ
почасовые акты учета (оборота), приложением к которым являются почасовые акты учета перетоков
и в случаях, предусмотренных п. 3.8 настоящего Регламента, интегральные акты учета перетоков в
электронном виде.
7.4.
Для внутреннего сечения устанавливаются следующие обязательные требования к передаче
отчетных данных коммерческого учета:

данные коммерческого учета по точкам измерения, точкам поставки и сечению в целом в
электронном виде должны предоставляться в КО со статусом «коммерческая
информация» и с обязательным использованием электронно-цифровой подписи
участника оптового рынка в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового
рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

отчетные данные коммерческого учета рассчитываются участником оптового рынка
самостоятельно в соответствии с Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо
перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления, введенным в действие в
соответствии с Регламентом допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Участник оптового рынка несет ответственность за организацию эксплуатации измерительных
приборов, используемых в целях коммерческого учета на оптовом рынке и достоверность отчетных
данных коммерческого учета.
7.5. ФСК предоставляет в КО в электронном виде почасовой акт учета оборота (баланс), приложениями к
которому являются:

почасовые акты учета перетоков по точкам поставки Участников оптового рынка,
входящим в состав ГТП потребления Участника и расположенным на границе
балансовой принадлежности сети, в отношении которой ФСК осуществляет свою
деятельность на ОРЭ;

интегральные акты учета перетоков в случаях, предусмотренных п. 3.8 настоящего
Регламента.
Суммарные отчетные данные коммерческого учета электроэнергии, отраженные в интегральном
Акте учета перетоков, должны предоставляться в сальдированном виде раздельно:

по сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше;

по сетям, отнесенным к сетям ФСК 220 кВ и ниже.
Указанные суммарные величины электроэнергии формируются на основании величин
электроэнергии по каждой точке поставки, входящей в сечение с учетом отнесения элементов
электрооборудования к сетям ФСК 330 кВ и выше либо 220 кВт и ниже.
При этом сумма предоставленных раздельно в сальдированном виде отчетных данных
коммерческого учета, должна равняться сумме величин часовых значений за месяц по
соответствующему сечению в целом.
В случае отсутствия разнесения, отчетные данные коммерческого учета учитываются в качестве
сальдированного отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже.
7.6. По итогам расчетного периода поставщики электроэнергии, а также Участники оптового рынка –
покупатели электроэнергии, за которыми зарегистрированы ГТП генерации, поставляющие
электрическую энергию на оптовый рынок, формируют акт оборота по генерации, содержащий
почасовые суммарные величины произведенной электроэнергии по всем группам точек поставки
генерации, и согласовывают его с СО, а также формируют акт оборота по потреблению в
отношении почасового потребления, составленный на основании согласованных со смежными
субъектами почасовых величин сальдо перетоков и почасовых величин объемов произведенной
электроэнергии.
7.7. Акты оборота по генерации, согласованные с СО, акты оборота по потреблению (в т.ч. являющиеся
приложениями к актам оборота согласованные акты учета перетоков) и согласованные интегральные
акты учета перетоков предоставляются в КО в электронном виде (форматы 51070 и 50080
соответственно) завереные электронной цифровой подписью.
12
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
При этом согласованные акты оборота по генерации предоставляются в КО до 5 числа, а
согласованные акты оборота потребления, акты учета перетоков, в т.ч. интегральные,
предоставляются до 6 числа месяца, следующего за отчетным.
Порядок и сроки предоставления актов оборота по генерации, актов оборота по потреблению, актов
учета перетоков и интегральных актов, а также электронные форматы 51070 и 50080 документов
определены в приложении 4 настоящего Регламента.
7.8. Почасовой акт учета перетоков между смежными Участниками оптового рынка электроэнергии в
отношении смежных сечений, охватывающих все точки поставки, расположенные на элементах
электрооборудования, принадлежащих на праве собственности либо ином основании Участникам
оптового рынка (либо лицам, в отношении которых Участники оптового рынка осуществляют
деятельность на ОРЭ) передается в электронном виде с использованием электронно-цифровых
подписей смежных Участников ОРЭ (формат 51070);
Почасовые акты учета по точкам поставки Участников оптового рынка, расположенным на
границе балансовой принадлежности сетей, принадлежащих ФСК на праве собственности или ином
законном основании, передаются в электронном виде с использованием электронно-цифровых
подписей Участника ОРЭ и ФСК (формат 51070 и 50080).
В течение 30 (тридцати) минут со времени поступления от Участников оптового рынка в
электронном виде отчетных данных о фактическом объеме почасового потребления и производства
(оперативных данных) по форматам 51070 и 50080 КО подтверждает факт получения путем
направления в адрес Участников оптового рынка уведомления, подписанного ЭЦП и содержащего
информацию о статусе приема отчетных данных, а также список ошибок и предупреждений.
Порядок предоставления актов оборота и электронный формат документов определен в
Приложении 4.
7.9. В случае непредставления в КО:
• до 5 числа месяца, следующего за отчетным, согласованных актов учета оборота по генерации,
• до 6 числа месяца, следующего за отчетным, согласованных почасовых актов учета перетоков и
согласованных интегральных актов перетоков, актов учета по потреблению.
почасовые объемы потребленной электроэнергии Участниками оптового рынка и ФСК определяются на
основании почасовых величин перетоков, указанных в согласованных Актах взаимных перетоков по
смежным сечениям, согласованных интегральных актов учета перетоков и замещающих методов расчета
учетных показателей в соответствии с разделом 8 настоящего Регламента.
7.10. Данные о фактических почасовых объемах поставки по сечениям экспорта-импорта Держатель
договоров о параллельной работе передает в КО в срок не позднее, чем до окончания 6 числа
месяца, следующего за отчетным.
В случае отсутствия у КО информации от Держателя договоров о параллельной работе, КО
определяет фактические почасовые объемы поставки по каждому сечению экспорта-импорта на
основе замещающих методов расчета с использованием замещающей информации, передаваемой
ему СО в отношении сальдо перетоков, входящих в сечения экспорта-импорта.
7.11. Участники оптового рынка электроэнергии несут все риски наступления неблагоприятных
последствий для результата их деятельности на оптовом рынке электроэнергии, связанные с
непредоставлением в КО актов оборота и вызванные проведением финансовых расчетов на оптовом
рынке электроэнергии на основании замещающих методов расчета учетных показателей.
7.12. Для поставщиков электроэнергии – участников оптового рынка (за исключением АО-Энерго),
почасовое количество электрической энергии, произведенной каждой электростанцией,
определяется путем суммирования величин перетоков по группам точек поставки генерации.
Суммарное почасовое сальдо перетоков с каждым смежным Участником оптового рынка
определяется путем суммирования почасовых величин сальдо перетоков по всем точкам поставки,
входящим в сечение с ГТП потребления смежного Участника оптового рынка.
Почасовое количество потребленной электроэнергии на собственные нужды генерации определяется
путем суммирования почасовых величин произведенной электроэнергии и суммарных почасовых
сальдо перетоков со смежными Участниками оптового рынка.
7.13. Для каждого участника оптового рынка, почасовое количество электрической энергии,
потребленной в каждой группе точек поставки, за исключением группы точек поставки потребления
на собственные нужды генерации, определяется путем суммирования почасовых величин сальдо
перетоков по всем точкам, принадлежащим группе точек поставки данного участника оптового
рынка.
Величина почасового потребления, рассчитанная вышеприведенным образом, указывается в Акте
оборота.
13
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
7.14. Почасовое потребление собственных нужд генерации поставщиков, определяется как разность
почасовых объемов произведенной электроэнергии и величины почасовых сальдо перетоков по всем
точкам поставки поставщика.
Для ГАЭС почасовое потребление собственных нужд определяется вычитанием из почасовых
значений произведенной электроэнергии в генераторном режиме почасовых значений
потребленной в двигательном режиме электроэнергии и почасовых значений сальдо перетоков по
всем точкам поставки поставщика.
7.15. Почасовое потребление по группе точек поставки потребления поставщиков электроэнергии
Участников оптового рынка, не являющейся группой точек поставки потребления на собственные
нужды генерации, определяется как сумма почасовых сальдо перетоков по всем точкам поставки
поставщика, внутри которых отсутствует генерирующее оборудование данного поставщика.
8
Порядок применения замещающих методов расчета
8.1
В качестве замещающей информации для Участника оптового рынка в отношении
несогласованного акта оборота по генерации и (или) акта перетоков со смежными участниками (ФСК)
используются значения электроэнергии по ГТП генерации и (или) по сечениям, рассчитанные
Участником оптового рынка на основе результатов измерений:

полученных с использованием АИИС, в отношении которой Участник оптового рынка
имеет действующий в пределах всего текущего отчетного периода Акт о соответствии
АИИС класса А+, А, при условии, включения в АИИС всех средств измерений,
обеспечивающих измерения электроэнергии для всех точек поставки, входящих в
указанное сечение (ГТП генерации), выданный по результатам проведения испытаний с
участием представителей КО. В случае продления срока действия ранее выданного Акта
о соответствии АИИС класса А+, А, полученного с оформлением Соглашения о финансовой
ответственности за последствия, связанные с использованием недостоверных результатов измерений,
полученных с использованием АИИС заявителя, в целях коммерческого учета электроэнергии на
оптовом рынке электрической энергии и мощности, обязательным условием является проведение
испытаний с фактическим участием представителей КО. Допускается применение
показаний средств измерений, обеспечивающих измерения на «малых» точках поставки,
которые в соответствии с п. 1.2 Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) не
включены в АИИС. В случае применения в отношении таких точек поставки средств
измерений, обеспечивающих учет электрической энергии суммарно на определенный
момент времени (интегральный учет), распределение интегральных помесячных
результатов измерений по часам суток осуществляется указанными Участниками
оптового рынка с использованием типовых суточных графиков нагрузки (на каждую
точку измерения отдельно), согласованных со смежными Участниками ОРЭ (ФСК) и
представленных в Перечне средств измерений. При этом суммарно за расчетный период
величина почасовых объемов потребленной электрической энергии должна быть равна
показателям, полученным при интегральном учете. Типовые суточные графики могут
быть актуализированы в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и присланы
в ПАК КО с обязательным использованием ЭЦП Участников ОРЭ и (или) ФСК без
изменения Перечня средств измерений;

предоставляемых в КО в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) - «Формат и
Регламент предоставления результатов измерений в КО, ОАО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам» со статусом «коммерческая информация» с обязательным заверением ЭЦП;

в соответствии с МВИ, аттестованной в установленном законодательством РФ порядке и
позволяющей производить измерение и расчет значения электрической энергии в целом
по сечению. Если МВИ не позволяет производить расчет значения электроэнергии в
целом по сечению, необходимо наличие согласованного со смежным Участником
оптового рынка Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков
14
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной
электроэнергии в ГТП генерации) в соответствии с приложением 5 настоящего
Регламента;

Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в
сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП
генерации), оформленного с учетом требований МВИ и (или) Приложения 5 настоящего
Регламента.
При невыполнении указанных выше условий, в отношении несогласованного акта оборота по
генерации, не предоставленного ФСК акта учета перетоков по сечениям, расположенным на
государственной границе Российской Федерации для осуществления экспортно-импортных
операций, в сечениях между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка, в качестве
замещающей информации используется почасовая оперативная информация, переданная в СО.
СО предоставляет в КО почасовую оперативную информацию по сечениям между смежными
Участниками оптового рынка и (или) ФСК (Участником оптового рынка и ФСК), по сечениям,
расположенным на государственной границе Российской Федерации для осуществления экспортноимпортных операций, в сечениях между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка и ГТП
генерации Участников оптового рынка только при наличии согласованных с СО Перечней средств
измерений.
При отсутствии у КО оперативной информации, переданной СО в соответствии с определенными
им в Перечнях средств измерений источниками оперативной информации по сечениям между смежными
Участниками оптового рынка (Участником оптового рынка и ФСК), используются замещающие
методы расчета на основании оперативных данных о часовых величинах потребления территорий
субъектов Российской Федерации.
При этом расчет часовых величин потребления в ГТП потребления смежных Участников оптового
рынка, не согласовавших сальдо перетоки в смежных сечениях и не имеющих несогласованных
сальдо перетоков с ФСК, а также для Участников оптового рынка, имеющих внутреннее сечение и не
выполнивших требования раздела 5 и п. 7.4 настоящего Регламента, проводится с использованием
замещающего метода расчета, представленного в п. 8.2 настоящего Регламента.
Для расчета часовых величин потребления в ГТП потребления смежных Участников оптового
рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях и имеющих несогласованные сальдо
перетоков с ФСК, а также величин сальдо перетоков с сетями ФСК проводится с использованием
замещающего метода расчета, представленного в п. 8.3 настоящего Регламента.
8.2 Для смежных Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях и
не имеющих несогласованных сальдо перетоков с ФСК, а также для Участников оптового рынка,
имеющих внутреннее сечение и не выполнивших требования раздела 5 и п. 7.4 настоящего
Регламента, часовые величины потребления в ГТП потребления каждого из них определяются по
алгоритму:
8.2.1. Для каждого часа h рассчитывается суммарное потребление в ГТП потребления ( V ,h )
указанных выше участников оптового рынка:
K
V ,h =

k 1
M
соглас
Vген _ k ,h   VСП
_ m ,h ,
m 1
где Vген _ k ,h ― часовая величина произведенной электроэнергии в k-й ГТП генерации в час h,
относящейся к ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших друг с другом
сальдо перетоков в смежных сечениях, а также имеющих внутреннее сечение и не выполнивших
требования раздела 5 и п. 7.4 настоящего Регламента, отраженная в согласованном Акте учета
(оборота) электроэнергии по генерации или замещающей информации;
K ― число ГТП генерации, отнесенных к ГТП потребления Участников оптового рынка, не
согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях, а также имеющих внутреннее сечение и не
выполнивших требования раздела 5 и п. 7.4 настоящего Регламента;
соглас
VСП
_ m,h ― значение m–го согласованного сальдо перетоков в час h;
M ― число согласованных сальдо перетоков;
h ― час, для которого производится расчет.
8.2.2. Для каждого часа h рассчитывается доля суммарного потребления (Kj,h) в ГТП потребления
указанных выше Участников оптового рынка:
15
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Kj,h=
_ ГТП
VС jПДГ
,h
N
 VС
j 1
,
ПДГ _ ГТП
j ,h
где N – число ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в
смежных сечениях и не имеющих несогласованных сальдо перетоков с ФСК, по которым отсутствует
замещающая информация, а также для Участников оптового рынка, имеющих внутреннее сечение и
не выполнивших требования раздела 5 и п. 7.4 настоящего Регламента;
_ ГТП
VCiПДГ
,h
― для ценовых и неценовых зон (кроме неценовой зоны Дальнего Востока) −
величина прогнозного потребления электрической энергии в ГТП потребления j-го Участника
оптового рынка на основе актуализированной расчетной модели в час h, рассчитанная КО в
соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение №
7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
− для неценовой зоны Дальнего Востока − потребление электроэнергии в ГТП потребления j-го
Участника оптового рынка за час h, определенное в соответствии с прогнозным диспетчерским
графиком, переданным в КО СО.
В случае наличия у участников ОРЭМ станций, не представленных на оптовом рынке отдельной
группой точек поставки генерации (далее – блок-станции), КО корректирует часовые величины
_ ГТП
VCiПДГ
,h
на величину плановой среднечасовой активной мощности режимной
генерирующей единицы блок-станции, отнесенной к ГТП потребления такого участника ОРЭМ,
применяемой КО при расчетах в соответствии с Регламентом расчета плановых объемов производства и
потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к Договору о присоединении
к торговой системе оптового рынка).
Результаты расчетов почасовых значений потребления округляются до целых кВтч по
алгебраическим правилам округления – если десятичная часть больше или равна 5, то результат
округляется в большую сторону, если меньше – то в меньшую. Накопленный остаток от округлений
относится с учетом знака на каждом часовом интервале на Участника ОРЭ с наибольшим
потреблением.
8.2.3. для каждого часа h рассчитывается часовая величина потребления (Vjh) в ГТП потребления
указанных выше Участников оптового рынка:
Vjh=Kj,h*VΣh,
где j – ГТП потребления Участника оптового рынка, для которого производится расчет;
h ― час, для которого производится расчет;
8.3 Для смежных Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков в смежных сечениях и
имеющих несогласованные сальдо перетоков с ФСК, расчет часовых величин потребления каждого
Участника оптового рынка в ГТП потребления, а также величины сальдо перетоков с сетями ФСК
производится на основании оперативных данных СО о часовых величинах суммарного прогнозного
потребления ГТП Участников ОРЭ и потерь в сетях ФСК на территориях, совпадающих с
территориями субъектов Российской Федерации по следующему алгоритму:
8.3.1. Для каждого часа h рассчитывается суммарное часовое потребление всех ГТП потребления
Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков с ФСК, включая потери ФСК,
отнесенных к одному субъекту Российской Федерации ( V ,h ):
L
СО
факт
V ,h = Vтер
, h   Vпотребл_ l , h ,
l 1
СО
тер,h
где V
― суммарное потребление территории субъекта Российской Федерации, переданное в КО
Системным оператором в составе оперативной информации;
L

l 1
факт
Vпотреб
― почасовое суммарное фактическое (согласованное или рассчитанное с
_ l ,h
использованием замещающей информации) потребление ГТП потребления Участников
оптового рынка, расположенных на территории субъекта Российской Федерации;
L ― число согласованных (рассчитанных с использованием замещающей информации) ГТП
потребления Участников оптового рынка, расположенных на территории субъекта Российской
Федерации.
16
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
8.3.2. Для каждого часа h рассчитывается доля суммарного потребления (Kj,h) в ГТП потребления
каждого Участника оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков с ФСК и по смежным
сечениям:
Kj,h=
VC
n
 VC
j 1
ПДГ _ ГТП
j ,h
ПДГ _ ГТП
j,h
;
V
ФСК
бал анс, h
где N ― число ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших данные КУ по
смежным сечениям, а также по сечениям с ФСК, по которым отсутствует замещающая
информация;
_ ГТП
VCiПДГ
,h
― для ценовых и неценовых зон (кроме неценовой зоны Дальнего Востока) −
величина прогнозного потребления электрической энергии в ГТП потребления j-го Участника
оптового рынка на основе актуализированной расчетной модели в час h, рассчитанная КО в
соответствии с Регламентом проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед
(Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
− для неценовой зоны Дальнего Востока − потребление электроэнергии в ГТП потребления j-го
Участника оптового рынка за час h, определенное в соответствии с прогнозным диспетчерским
графиком, переданным в КО СО.
В случае наличия у участников ОРЭМ станций, не представленных на оптовом рынке отдельной
группой точек поставки генерации (далее – блок-станции), КО корректирует часовые величины
_ ГТП
VCiПДГ
,h
на величину плановой среднечасовой активной мощности режимной
генерирующей единицы блок-станции, отнесенной к ГТП потребления такого участника ОРЭМ,
применяемой КО при расчетах в соответствии с Регламентом расчета плановых объемов производства и
потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложением № 8 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
ФСК
Vбаланс
,h ― часовая величина потерь ФСК на территории субъекта Российской Федерации за час
h:
ФСК
Vбаланс
,h =
ФСК
VФСТ
,
H
ФСК
где VФСТ
― суммарная месячная величина потерь в сетях ФСК, утвержденная Федеральной службой
по тарифам РФ;
H ― число часов в месяце, за который производится расчет.
8.3.3. Для каждого часа h рассчитывается часовая величина потребления (Vjh) в ГТП потребления каждого
j-го Участника оптового рынка, входящего в группу ГТП потребления Участников оптового
рынка, не согласовавших сальдо перетоков с ФСК и по смежным сечениям:
Vjh=Kj,h*VΣh,
где j – ГТП потребления Участника ОРЭ, для которого производится расчет;
h ― час, для которого производится расчет.
В случае если суммарная почасовая величина потерь ФСК, отнесенных к одному субъекту
Российской Федерации, и потребления электроэнергии всех ГТП потребления Участников оптового
рынка, не согласовавших сальдо перетоков (в том числе с ФСК), V ,h принимает отрицательное
значение, КО для соответствующего часа принимает величину потребления в соответствующем ГТП
потребления каждого из Участников оптового рынка группы равной нулю.
8.3.4. Для каждого часа h определяется суммарное значение сальдо перетоков по сечениям ФСК с
ГТП Участников оптового рынка без зарегистрированных ГТП генерации, к которым отнесена
соответствующая ГТП потребления, не согласовавшими сальдо перетоков с ФСК в указанной
группе, по формуле:
VhФСК Участники =
N

j 1
M
соглас
V j ,h   VСП
_ m ,h ,
m1
соглас
СП _ m,h
где V
― значение m-го согласованного сальдо перетока указанной группы в час h;
M ― число согласованных сальдо перетоков.
17
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Суммарное значение сальдо перетоков по сечениям ФСК с ГТП Участников оптового рынка,
имеющих хотя бы одну ГТП генерации, к которой отнесена соответствующая ГТП потребления, за
час h определяется по формуле:
VhФСК Участники =
N

j 1
M
N
m1
j 1
соглас
V j ,h   VСП
_ m ,h   Vгенер _ j ,h ,
N
где
V
j 1
генер _ j ,h
― часовая величина произведенной электроэнергии в k-й ГТП генерации в час h,
относящейся к ГТП потребления Участников оптового рынка, не согласовавших сальдо перетоков с
ФСК и по смежным сечениям, отраженная в согласованном Акте учета (оборота) электроэнергии по
генерации или замещающей информации.
В случае если рассчитанное суммарное значение сальдо перетоков относится к сечениям Участников
оптового рынка, присоединенных как к электрическим сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и
выше, так и к сетям ФСК 220 кВ и ниже, то вся величина отпуска из сетей ЕНЭС по рассчитанному
суммарному значению сальдо перетоков учитывается в качестве сальдированного отпуска из сетей,
отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже.
Если смежные Участники оптового рынка, не согласовавшие сальдо перетоков между собой, имеют
несогласованные сальдо перетоков с ФСК по сетям, расположенным на различных территориях
СО
субъектов РФ, то в формулах расчета по настоящему пункту под Vтер
,h понимается суммарное
потребление соответствующих территорий субъектов Российской Федерации, переданное в КО СО;
ФСК
под VФСТ
― суммарная месячная величина потерь в сетях ФСК, утвержденная Федеральной службой
по тарифам РФ для соответствующих территорий РФ. При этом, если рассчитанное суммарное
значение сальдо перетоков относится к сечениям Участников оптового рынка, присоединенных как к
электрическим сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше, так и сетям ФСК 220 кВ и ниже, то вся
величина отпуска из сетей ЕНЭС по рассчитанному суммарному значению сальдо перетоков
учитывается в качестве сальдированного отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже и
относится к тому субъекту РФ, в котором расположена ГТП потребления Участника оптового рынка,
по которому в результате расчета была получена наибольшая величина потребления в ГТП.
8.4 Если по сечению ФСК и Участника ОРЭ, оплачивающих услуги по передаче электрической энергии
в ЕНЭС в части оплаты потерь, в КО не предоставлен согласованный интегральный Акт учета
перетоков, либо суммарная за месяц величина часовых значений в согласованном Участником
оптового рынка и ФСК Акте учета перетоков не совпадает с согласованной суммарной величиной по
интегральному акту, КО при расчете величин фактических отпусков электрической энергии из
электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше или сетям ФСК 220 кВ и ниже,
принимает суммарную величину электроэнергии за отчетный период на основании согласованного
почасового Акта учета перетоков по указанному сечению. При этом вся величина отпуска из сетей
ЕНЭС по Акту учета перетоков учитывается в качестве сальдированного отпуска из сетей,
отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже.
8.5 Замещающая информация применяется в отношении смежных сечений в отношении тех часов
отчетного месяца, по которым отсутствуют согласованные величины сальдо перетоков в
соответствии с частично согласованными актами учета перетоков или актами учета оборота по
генерации поставщика, а также в отношении смежных сечений, по которым акты учета перетоков
или акты учета оборота по генерации не предоставлены в соответствии с требованиями настоящего
Регламента.
9
Порядок обработки данных КО
9.1. КО обязуется принять и обработать надлежащим образом данные коммерческого учета,
поступающие от Участников оптового рынка и ФСК в соответствии с условиями настоящего
Регламента.
Прием и обработка данных коммерческого учета для целей финансовых расчетов производится
применительно только к тем точкам поставки и группам точек поставки, в отношении которых
субъект допущен к торговой системе.
9.2. В случае несоответствия величин почасовых объемов потребления Участников оптового рынка,
являющихся владельцами объектов электросетевого хозяйства либо приобретающих для них
электроэнергию на ОРЭ в целях покупки электрической энергии для компенсации потерь в
электрических сетях, отраженных в акте оборота,
величинам, получаемым в результате
18
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
суммирования почасовых объемов производства каждой электростанции, суммарного почасового
сальдо перетоков со смежными субъектами, для расчетов на ОРЭ принимаются величины
почасового потребления, рассчитанные КО на основе отраженных в актах перетоков согласованных
величин почасовых перетоков по сечениям со смежными субъектами, согласованных с СО величин
почасовых объемов производства внутренней генерации.
В случае несоответствия либо отсутствия у КО величин почасовых объемов поставки по сечению
экспорта-импорта величинам, получаемым в результате суммирования почасовых величин
электроэнергии, отраженных в согласованных актах перетоков, для расчетов на ОРЭ принимаются
рассчитанные КО почасовые величины сальдо перетоков в сечении экспорта-импорта по данным,
отраженным в согласованных актах перетоков, с учетом отнесения к времени той ценовой зоны, к
которой отнесено сечение экспорта-импорта.
9.3. В случае несоответствия величины суммарного за месяц объема электроэнергии, отраженного в
интегральном акте учета оборота (балансе), предоставляемом ФСК, величинам, получаемым в
результате суммирования месячных объемов по согласованным почасовым актам учета перетоков
(полученным на основании замещающих методов) между Участниками оптового рынка и ФСК, в
сечениях экспорта-импорта и сальдо перетоков электроэнергии между ценовыми и неценовыми
зонами, для расчетов на ОРЭ принимается суммарная величина потерь электроэнергии в сетях ФСК,
рассчитанная КО на основе величин, отраженных в согласованных актах перетоков.
9.4. Для целей использования в финансовых расчетах в отношении ФСК КО рассчитывает для каждой
территории субъекта Российской Федерации почасовые величины фактических отпусков
электрической энергии (в сальдированном выражении) из электрических сетей, отнесенных к сетям
ФСК 330 кВ и выше или сетям ФСК 220 кВ и ниже, сформированные на основании почасовых и
интегральных актов учета перетоков между Участниками оптового рынка, оплачивающих услуги по
передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты потерь, и ФСК за отчетный месяц в
следующем порядке:
а) для электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше:
факт330кВ ЭСК
W F , m, h
инт факт330кВ  ЭСК
 W F ,m
/N ,
где N – число часов в месяце,
инт факт330кВ  ЭСК
W F ,m
– суммарный за месяц объём фактического отпуска электрической энергии
в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше за
расчётный месяц m, рассчитанный по каждому субъекту Российской Федерации F;
факт330кВ ЭСК
W F , m, h
– часовая величина суммарного фактического отпуска электрической энергии
в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше за
расчётный месяц m, по субъекту Российской Федерации F;
б) для электрических сетей, отнесенным к сетям ФСК 220 кВ и ниже:
факт220кВ ЭСК
W F , m, h
инт факт220кВ  ЭСК
 W F ,m
/N ,
где N – число часов в месяце,
инт факт220кВ  ЭСК
W F ,m
– суммарный за месяц объём фактического отпуска электрической энергии
в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже за
расчётный месяц m, рассчитанный по каждому субъекту Российской Федерации F;
факт220кВ ЭСК
W F , m, h
– часовая величина суммарного фактического отпуска электрической энергии
в сальдированном выражении из электрических сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже за
расчётный месяц m, по субъекту Российской Федерации F;
Величины
факт330кВ ЭСК
W F , m, h
и
факт220кВ ЭСК
W F , m, h
округляются по правилам арифметического
округления.
9.5. КО не принимает данные АИИС КУ Участника ОРЭ для целей проведения финансовых расчетов по
ГТП генерации и ГТП потребления, в случае установленного факта нарушения в соответствии c п.
5.1А Регламента проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение №
19
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
18 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), начиная с календарного месяца, в котором
был установлен факт нарушений в соответствии с Протоколом проверки ОАО «АТС» системы
коммерческого учета электроэнергии Участника оптового рынка. После устранения нарушений Участником
ОРЭ, данные используются для целей проведения финансовых расчетов по ГТП генерации и ГТП
потребления начиная с 1 числа месяца, следующего за месяцем, в котором КО был оформлен «Акт
об устранении нарушений технических требований к системе коммерческого учета», в порядке,
предусмотренном Регламентом проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка
(Приложение № 18 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
9.6. Для целей проведения финансовых расчетов по ГТП генерации и ГТП потребления Участников
ОРЭ КО принимает данные коммерческого учета в виде результатов прямых и косвенных измерений,
представленных в КО с использованием АИИС КУ Участника ОРЭ, при условии:
1. Выполнения требований, определенных в разделе 5, пп. 7.4 и 8.1 настоящего Регламента;
2. Не превышения максимально допустимых величин расхождений часовых приращений значений
электроэнергии в точке (точках) поставки, обусловленных использованием различных методов
округлений (или различной точности вычислений), применяемых в АИИС КУЭ Участника ОРЭМ
и в ПАК КО.
Величина расхождений часовых приращений значений электроэнергии для каждой точки поставки
определяется КО раздельно в направлениях «прием» и «отдача» в каждый отчетный час.
Максимальная допустимая величина расхождений определяется для каждого направления величины
активной электроэнергии в точке поставки как ±2 кВт∙ч*m, где m − количество каналов измерения
активной энергии, обеспечивающих расчет значений электроэнергии в точке поставки в
соответствующем направлении («прием» или «отдача»). Количество измерительных каналов,
входящих в формулы расчета потерь, при расчете максимальной допустимой величины расхождений
не учитываются. Максимальная допустимая величина расхождений выражается в целых кВт∙ч.
В случае установления превышения допустимых величин расхождения часовых приращений
значений электроэнергии в точке (точках) поставки в расчетном периоде (календарном месяце), КО в
отношении соответствующих часов применяет иные замещающие методы в соответствии с разделом
8 настоящего Регламента. При наличии в расчетном периоде (календарный месяц) более 10 (десяти)
часов, в которых были установлены факты превышения указанных допустимых величин, либо
отсутствия данных, КО в таком расчетном периоде не принимает результаты измерений от АИИС
КУ Участника оптового рынка для целей проведения финансовых расчетов за все часовые
(получасовые) интервалы расчетного периода.
В случае несовпадения величины итогового учетного показателя (сальдо перетоков или суммарной
генерации в ГТП) в пределах алгоритмов округления, с учетом допустимых величин расхождения
результатов расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления
(величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации)1, рассчитанной со стороны КО в
соответствии с Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в
сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) с
величиной итогового учетного показателя, переданной Участником ОРЭ, для расчетов на ОРЭ
принимается итоговый учетный показатель, рассчитанный КО в соответствии с алгоритмом,
определенным в Акте согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в
сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации), на
основании данных в точке (точках) поставки, присланных Участником ОРЭ (при отсутствии
превышения допустимых величин расхождения часовых приращений значений электроэнергии в
точке (точках) поставки).
При этом КО вправе запросить у Участника ОРЭМ дополнительную информацию и инициировать
внеплановую проверку АИИС КУ Участника ОРЭ в порядке, установленном в разделе 4 Регламента
проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение № 18 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
Максимальная допустимая величина расхождения результатов расчета по сальдо перетоков по сечению коммерческого учета
или ГТП генерации равна произведению 2 кВт на количество точек измерений активной энергии, включенных в расчет
величины электроэнергии в сечении коммерческого учета или ГТП генерации:
∆ = ± 2×N, где N – число точек измерений активной энергии, используемых для расчета итоговой величины электроэнергии в
сечении коммерческого учета (ГТП генерации). Совокупность малых точек измерений в этом случае рассматривается как один
измерительный прибор.
1
20
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
9.7. Ежедневно СО передает в КО оперативную информацию, полученную на основании имеющихся
источников оперативной информации. КО принимает оперативную информацию,
предоставленную СО, и обеспечивает ее обработку в соответствии с положениями настоящего
Регламента.
9.8. КО формирует сводный фактический баланс производства и потребления электроэнергии на ОРЭ
за расчетный период.
КО не позднее 7 числа месяца, следующего за расчетным, направляет в СО сформированный
сводный баланс производства и потребления электроэнергии на ОРЭ за расчетный период, данные
которого были приняты КО для проведения финансовых расчетов на ОРЭ, содержащий:

почасовые объемы потребления электроэнергии по каждой ГТП потребления;

почасовые объемы производства электроэнергии по каждой ГТП генерации;
При проведении конкурентного отбора заявок для балансирования системы СО формирует
ежедневный сводный баланс производства и потребления электроэнергии на БР.
9.9. КО обеспечивает Участникам оптового рынка электроэнергии и мощности и ФСК, в отношении
которых были применены:
1. замещающие методы расчета;
2. замещающая информация;
3. иные расчеты КО, предусмотренные настоящим разделом,
доступ к отчетам, содержащим:
для Участников ОРЭМ
 наименование и код ГТП;
 почасовые объемы произведенной/потребленной электроэнергии;
для ФСК
 суммарные за месяц объемы фактических потерь электрической энергии по каждой ценовой,
неценовой зоне и Калининградской области;
 суммарные за месяц объемы фактических отпусков электрической энергии из электрических сетей,
отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше по каждому субъекту Российской Федерации;
 суммарные за месяц объемы фактических отпусков электрической энергии из электрических сетей,
отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже по каждому субъекту Российской Федерации.
Отчеты размещаются на официальном сайте КО.
9.10. Для обеспечения определения прогнозной величины потребления электрической энергии в
отношении каждой ГТП потребления (Регламент проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки
вперед (Приложение № 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), КО не позднее 25
числа месяца проводит расчеты усредненных почасовых графиков потребления электроэнергии в
ГТП Участников ОРЭ и определяет абсолютную минимальную и максимальную величину
потребления электроэнергии в соответствии с Приложением 6 настоящего Регламента.
9.11. Для целей определения предварительных объемов мощности для фиксации в договорах о
предоставлении мощности (далее ― ДПМ) на дату их заключения для покрытия собственного
потребления мощности поставщика в соответствии с Регламентом определения объемов мощности,
продаваемой по договорам о предоставлении мощности (Приложение № 6.7 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка), КО не позднее 25 числа месяца проводит расчеты потребления
электроэнергии в ГТП Участников ОРЭ в соответствии с приложением 7 настоящего Регламента.
9.12. КО оформляет Уведомление о данных коммерческого учета для оформления сертификатов,
подтверждающих объем производства электрической энергии на квалифицированном
генерирующем объекте участников оптового рынка, функционирующих на основе использования
ВИЭ (далее – Уведомление) по итогам каждого отчетного месяца в соответствии с формой,
приведенной в приложении 8 к настоящему Регламенту.
Суммарная величина производства электроэнергии определяется путем суммирования за отчетный
месяц часовых величин электроэнергии, отраженных в актах учета оборота генерации по всем ГТП
генерации, относящимся к такому генерирующему объекту, переданных коммерческому оператору с
учетом выполнения всех требований к оформлению, условиям и порядку передачи отчетных
данных, определенных настоящим Регламентом.
Суммарная величина сальдо перетоков электроэнергии со смежными Участниками оптового рынка
(ФСК) для каждого такого генерирующего объекта определяется путем суммирования за отчетный
21
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
месяц часовых величин электроэнергии, отраженных в актах учета перетоков, переданных
коммерческому оператору с учетом выполнения всех требований к оформлению, условиям и
порядку передачи отчетных данных, определенных настоящим Регламентом.
КО отказывает в подтверждении объема производства при использовании замещающих методов
расчета в отношении ГТП потребления и (или) генерации генерирующего объекта,
квалифицированного как генерирующий объект, функционирующий на основе использования
ВИЭ. В Уведомлении при этом проставляется отметка с указанием причины такого отказа.
Оформленное Уведомление в отношении направляется в адрес Совета рынка не позднее 15 числа
месяца, следующего за отчетным.
10 Хранение и проверка данных коммерческого учета
10.1. Все субъекты отношений в сфере коммерческого учета обязаны хранить в течение 3,5 лет всю
информацию, связанную с коммерческим учетом на ОРЭ.
10.2. Обязательному хранению подлежат:

первичные данные основных, резервных и контрольных средств измерений;

оперативные данные СО, при условии использования их для определения почасовых
данных;

Соглашения;

иные документы, связанные с предоставлением, согласованием и расчетами данных,
необходимых для целей коммерческого учета.
10.3. КО обеспечивает хранение следующей информации:

актов оборота;

актов взаимных перетоков;

интегральных актов учета перетоков;

замещающей информации;

данных об источниках замещающей информации;

сводных балансов производства и потребления электроэнергии на оптовом рынке
электроэнергии за расчетный период;

данных о объемах производства и потребления электроэнергии каждым Участником
оптового рынка и ФСК.
10.4. Для целей проверки данных коммерческого учета КО и СР имеют право запрашивать у
Участников оптового рынка и ФСК:
− информацию, указанную в п. 10.2 настоящего Регламента, использовать данные от иных
источников информации, в том числе от инфраструктурных организаций;
− информацию о причинах расхождения отчетных данных, полученных КО в виде актов учета
перетоков и актов оборота по генерации в формате 51070, с проверочным расчетом,
выполненным КО на основании данных коммерческого учета, переданных Участником ОРЭ от
АИИС, имеющей Акт соответствия АИИС,
а также проводить инспекционные проверки систем коммерческого учета. При этом запрашиваемые
данные предоставляются в КО и (или) СР в виде оригиналов, либо копий документов, заверенных
уполномоченным лицом и печатью организации.
Проверки систем коммерческого учета проводятся КО в соответствии с Регламентом проведения
проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение № 18 к Договору о присоединении
к торговой системе оптового рынка).
10.5. В случае необоснованного2 отказа Участника оптового рынка или ФСК в допуске представителей
КО и (или) СР к средствам или системам измерений, а также к информации, связанной с
формированием отчетных данных коммерческого учета, предусматривается ответственность в
соответствии с Положением о применении санкций на оптовом рынке электрической энергии и мощности
(Приложение № 21 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
10.6. При установлении факта (фактов) нарушений в сфере коммерческого учета в соответствии с п. 3.14
настоящего Регламента, допущенных Участниками оптового рынка и (или) ФСК, выявленного
(выявленных) в результате проверок со стороны КО или СР значений величин электроэнергии,
полученных в том числе при проведении инспекционных проверок, анализа первичных данных,
проверочных расчетов по алгоритмам приведения результатов измерений от точек измерения к
Под необоснованным отказом в допуске понимается факт недопуска при непредоставлении в КО документального
подтверждения причин отказа по истечении 3 (трех) рабочих дней.
2
22
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
значению величины электроэнергии в точках поставки, оформленным в Перечнях средств
измерений, в отношении таких Участников оптового рынка и (или) ФСК предусматривается
ответственность в соответствии с Положением о применении санкций на оптовом рынке электрической энергии
и мощности (Приложение № 21 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
23
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 4
ПОРЯДОК И ФОРМАТ ПЕРЕДАЧИ В ОАО «АТС», СМЕЖНЫМ УЧАСТНИКАМ
ОПТОВОГО РЫНКА, ОАО «СО ЕЭС» И ОАО «ФСК ЕЭС» ЭЛЕКТРОННЫХ
ДОКУМЕНТОВ «АКТ ОБОРОТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ», «ИНТЕГРАЛЬНЫЙ
АКТ УЧЕТА ПЕРЕТОКОВ» (ДОКУМЕНТЫ 51070, 50080)
Предмет и сфера действия Порядка
Предмет
Настоящий Порядок устанавливает порядок и формат взаимного обмена Участниками
ОРЭ, СО и ФСК, а также предоставления в КО электронных документов, содержащих
информацию о фактических данных коммерческого учета по производству, потреблению
и сальдо перетоков электроэнергии в сечениях ГТП потребления смежных Участников
ОРЭ (Участников ОРЭ и ФСК) для проведения финансовых расчетов на ОРЭ (Акт учёта
(оборота) электроэнергии, интегральные акты учета перетоков).
Сфера действия
Положения настоящего Порядка распространяются на:
1) Участников оптового рынка электроэнергии;
2) КО;
3) СО;
4) ФСК.
Порядок передачи в КО и в адрес контрагентов Участниками оптового рынка, СО
и ФСК коммерческой информации о производстве, потреблении и перетоках
электроэнергии
1.
1.1. Учетно-расчетное время формирования данных коммерческого учета и
оперативных данных
Формирование почасовых величин электроэнергии осуществляется по принципу
единого учетно-расчетного времени: для ценовой зоны Европы и Урала, предусмотренной
Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003г. № 643 «О правилах
оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода», принято московское
время, а в случае принятия соответствующих изменений и дополнений к указанному
Постановлению по времени, принятому для вновь вводимых ценовых зон.
1.2. Передача информации
1.2.1. КО формирует перечень учетных показателей Участников оптового рынка и ФСК
и их идентификаторов, вступающий в действие с 1-го числа месяца и передает с использованием
ЭЦП на электронные адреса ответственных лиц Участников ОРЭ, СО и ФСК не позднее чем за
три календарных дня до начала месяца, в течение которого действует перечень учетных
показателей и их идентификаторов.
1.2.2. Информация о производстве, потреблении и сальдо перетоков электроэнергии на
ОРЭ направляется Участниками оптового рынка, СО и ФСК в КО по электронной почте на
адрес сервера КО (cm@rosenergo.com – для передачи данных без использования электронноцифровой подписи; cm-crypto@rosenergo.com – для передачи данных с использованием
электронно-цифровой подписи).
1.2.3. Информация в виде электронного документа должна быть включена в почтовое
сообщение как вложение.
24
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
1.2.4. Допускается упаковка электронного документа архиватором zip. В этом случае
наименование упакованного файла должно совпадать с наименованием электронного документа,
а расширение наименования должно быть zip.
1.2.5 Участники оптового рынка, СО и ФСК предоставляют КО следующие электронные
документы:
 не позднее окончания пятых суток месяца следующего за отчетным – Акты оборота
электроэнергии по генерации;
не позднее шестых суток месяца следующего за отчетным – Акты оборота
электроэнергии по потреблению, а также акты учета перетоков, в т.ч. интегральные.
В случае необходимости проведения корректировки ранее предоставленных данных,
уточняющие данные в электронном виде, должны быть предоставлены Участниками оптового
рынка, СО и ФСК КО с соблюдением установленных данным пунктом сроков передачи данных.
2.
Описание формата электронного документа «Акт оборота электроэнергии» и
оперативной информации.
2.1. Ссылки
В настоящем Порядке используется следующая ссылка:
Расширяемый язык разметки (XML) 1.0 (вторая редакция) Рекомендация W3C от 6
октября 2000 года (Extensible Markup Language (XML) 1.0 (Second Edition). W3C
Recommendation 6 October 2000).
2.2. Общие положения
2.2.1. При передаче электронного документа используется расширяемый язык разметки
(XML) в соответствии со спецификацией Extensible Markup Language (XML) 1.0.
2.2.2. При декларации кодировки, являющейся частью декларации XML, используются
названия и псевдонимы русскоязычных наборов символов, зарегистрированных в Internet
Assigned Numbers Authority. Для данного электронного документа используется кодировка
“windows-1251”.
2.2.3 Описание структуры входящего документа (формат 51070):
2.2.3.1. Описание корневого элемента <package>:
В электронном документе допускается наличие только одного корневого элемента
<package>.
Значение атрибута class корневого элемента <package> содержит данные о типе
присылаемой информации. Значение атрибута class должно быть равно 51070.
Значение атрибута version корневого элемента <package> содержит данные о версии
формата. Значение атрибута version должно быть равно 1.
Значением атрибута sender корневого элемента <package> является идентификационный
номер налогоплательщика Участника оптового рынка или ФСК, предоставляющих
информацию.
Значением атрибута kpokod корневого элемента <package> является код КПО
организации, предоставляющей информацию. Значение данного атрибута заполняется в
обязательном порядке филиалами ФСК и СО; для остальных организаций атрибут является
необязательным для указания или заполнения.
Значением атрибута created корневого элемента <package> является дата и время
создания электронного документа. Дата и время создания электронного документа
предоставляется в формате “ГГГГММДДччммссGMT+S”, где: ГГГГ – год, ММ – порядковый
номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты, сс – секунды, GMT+S – сдвиг времени
относительно времени по Гринвичу.
Например, created=”20030901114534GMT+4” обозначает, что электронный документ
создан 1 сентября 2003 года по московскому времени в 11 часов 45 минут 34 секунды,
отличающегося от времени по Гринвичу на 4 часа.
25
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Если используется московское время, то “GMT+4” можно не указывать. Если
используется любое иное время, то “GMT+S” (сдвиг времени относительно времени по
Гринвичу) указывать обязательно.
Использование пробелов внутри формата указания времени не допускается.
Значение атрибута id корневого элемента <package> содержит уникальный
идентификатор электронного документа (globally unique identifier (GUID)).
Потомком корневого элемента <package> являются элементы <group>, <adjacent>.
2.2.3.2. Описание элемента <group>:
Элемент <group> содержит информацию о фактических объемах производства и
потребления электроэнергии Участника оптового рынка в соответствии с учетными
показателями.
Значение атрибута code элемента <group> содержит данные об идентификаторе
учетного показателя Участника оптового рынка, по которому предоставляется информация.
В электронном документе допускается наличие нескольких элементов <group>.
Потомком элемента <group> является элемент <flow>.
2.2.3.3. Описание элемента <adjacent>:
Элемент <adjacent> содержит информацию о фактических объемах сальдо перетоков
электроэнергии между смежными участниками оптового рынка (Участником оптового рынка и
ФСК).
Значение атрибута code-from элемента <adjacent> содержит данные об идентификаторе
Участника оптового рынка (ФСК), поставляющего электроэнергию смежному субъекту.
Значение атрибута code-to элемента <adjacent> содержит данные об идентификаторе
Участника оптового рынка (ФСК), принимающего электроэнергию от смежного субъекта.
Например,
если
СУБЪЕКТ1 (PXXXXXXX)
поставляет
в
сети
СУБЪЕКТА2 (PYYYYYYY) 400 000 кВт*ч, то эту информацию можно предоставить
следующим образом:
<adjacent code-from="PXXXXXXX" code-to="PYYYYYYY">
<flow begin="200309010000" end="200309010100" power="400000"/>
</adjacent>
или
<adjacent code-from="PYYYYYYY" code-to="PXXXXXXX">
<flow begin="200309010000" end="200309010100" power="-400000"/>
</adjacent>
В электронном документе допускается наличие нескольких элементов <adjacent>.
Потомком элемента <adjacent> является элемент <flow>.
2.2.3.4. Описание элемента <flow>
Значениями атрибутов begin и end являются дата и время начала и конца измерения
соответственно. Дата и время предоставляется в формате “ГГГГММДДччммGMT+S”, где: ГГГГ
– год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты. Сдвиг времени
относительно времени по Гринвичу имеет формат GMT+S. Московское время может быть
представлено как GMT+4, так GMT+3DL. Обозначение хабаровского времени GMT+11
эквивалентно GMT+10DL.
Значением атрибута power является информация о количестве электроэнергии.
Количество электроэнергии предоставляется в кВт*ч и должно быть целым числом.
2.2.4. Пример электронного документа представлен в п.2.3 настоящего Порядка.
Декларация разметки указана в п.2.4 настоящего Порядка.
2.2.5. Имя файла, содержащего электронный документ, должно составляться в формате:
“d51070ИННГГГГММДДччммсс”, где
26
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
ИНН – идентификационный номер налогоплательщика Участника оптового рынка, ФСК или
ОДУ, предоставляющего информацию,
“ГГГГММДДччммсс” – дата и время создания документа,
ГГГГ – год,
ММ – порядковый номер месяца,
ДД – день,
чч – час,
мм – минуты,
сс – секунды.
Расширение файла должно быть xml.
2.3. Пример электронного документа
<?xml version="1.0" encoding="windows-1251"?>
<package class="51070" version="1" sender="7712345678" created="20030902124534GMT+4"
kpokod="123456" id="BFCEF422B07148F3A63A11D65B9AFD52">
<group code="GYYYYYYY">
<flow begin="200309010000GMT+4" end="200309010100GMT+4" power="450000"/>
<flow begin="200309010100GMT+4" end="200309010200GMT+4" power="447864"/>
<flow begin="200309010200GMT+4" end="200309010300GMT+4" power="452344"/>
<flow begin="200309010300GMT+4" end="200309010400GMT+4" power="458655"/>
<flow begin="200309010400GMT+4" end="200309010500GMT+4" power="459654"/>
<flow begin="200309010500GMT+4" end="200309010600GMT+4" power="457447"/>
<flow begin="200309010600GMT+4" end="200309010700GMT+4" power="456789"/>
</group>
<group code="PYYYYYYY">
<flow begin="200309010000GMT+4" end="200309010100GMT+4" power="150000"/>
<flow begin="200309010100GMT+4" end="200309010200GMT+4" power="147864"/>
<flow begin="200309010200GMT+4" end="200309010300GMT+4" power="152344"/>
<flow begin="200309010300GMT+4" end="200309010400GMT+4" power="158655"/>
<flow begin="200309010400GMT+4" end="200309010500GMT+4" power="159654"/>
<flow begin="200309010500GMT+4" end="200309010600GMT+4" power="157447"/>
<flow begin="200309010600GMT+4" end="200309010700GMT+4" power="156789"/>
</group>
<!-- ................................................. -->
<adjacent code-from="PYYYYYYY" code-to="PXXXXXXX">
<flow begin="200309010000GMT+4" end="200309010100GMT+4" power="50000"/>
<flow begin="200309010100GMT+4" end="200309010200GMT+4" power="47864"/>
<flow begin="200309010200GMT+4" end="200309010300GMT+4" power="52344"/>
<flow begin="200309010300GMT+4" end="200309010400GMT+4" power="58655"/>
<flow begin="200309010400GMT+4" end="200309010500GMT+4" power="59654"/>
<flow begin="200309010500GMT+4" end="200309010600GMT+4" power="57447"/>
<flow begin="200309010600GMT+4" end="200309010700GMT+4" power="56789"/>
<!-- ................................................. -->
</adjacent>
</package>
27
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
2.4. Декларация разметки
<!ELEMENT package (group*,adjacent ) >
<!ATTLIST package class CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST package version CDATA #IMPLIED>
<!ATTLIST package sender CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST package kpokod CDATA #IMPLIED>
<!ATTLIST package created CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST package id CDATA #IMPLIED>
<!ELEMENT group (flow*) >
<!ATTLIST group code CDATA #REQUIRED>
<!ELEMENT adjacent (flow*) >
<!ATTLIST adjacent code-from CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST adjacent code-to CDATA #REQUIRED>
<!ELEMENT flow EMPTY>
<!ATTLIST flow begin CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST flow end CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST flow power CDATA #REQUIRED>
3.
Описание формата электронного документа «Интегральный Акт учета перетоков»
3.1. Общие положения
3.1.1. При передаче электронного документа используется расширяемый язык разметки
(XML) в соответствии со спецификацией Extensible Markup Language (XML) 1.0.
3.1.2. При декларации кодировки, являющейся частью декларации XML, используются
названия и псевдонимы русскоязычных наборов символов, зарегистрированных в Internet
Assigned Numbers Authority. Для данного электронного документа используется кодировка
“windows-1251”.
3.1.3 Описание структуры входящего документа (формат 50080):
3.1.3.1. Описание корневого элемента <message>:
В электронном документе допускается наличие только одного корневого элемента
<message>.
Значение атрибута class корневого элемента <message> содержит данные о типе
присылаемой информации. Значение атрибута class должно быть равно 50080.
Значение атрибута version корневого элемента < message > содержит данные о версии
формата. Значение атрибута version должно быть равно 1.
Значением атрибута sender корневого элемента < message > является ИНН организации,
предоставляющей информацию.
Значением атрибута kpokod корневого элемента <message> является код КПО
организации, предоставляющей информацию.
Значение данного атрибута заполняется в обязательном порядке филиалами ФСК; для
остальных организаций атрибут является необязательным для указания или заполнения.
Значением атрибута created корневого элемента < message > является дата и время
создания электронного документа. Дата и время создания электронного документа
предоставляется в формате “ГГГГММДДччммссGMT+S”, где: ГГГГ – год, ММ – порядковый
номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты, сс – секунды, GMT+S – сдвиг времени
относительно времени по Гринвичу.
Например, created=”20060901114534GMT+4” обозначает, что электронный документ
создан 1 сентября 2006 года в московском времени в 11 часов 45 минут 34 секунды по летнему
времени, отличающегося от времени по Гринвичу на 4 часа.
Использование пробелов внутри формата указания времени не допускается.
Значение атрибута id корневого элемента < message > содержит уникальный
28
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
идентификатор электронного документа (globally unique identifier (GUID)).
Потомками корневого элемента <message> являются элементы <adjacent>.
3.1.3.2. Описание элемента <adjacent>:
Элемент <adjacent> содержит информацию о суммарных отчетных данных
коммерческого учета электроэнергии, отраженных в интегральном Акте учета перетоков по
сечению учета, и представленных в сальдированном виде раздельно:
- по сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше в сети РСК и розничных потребителей,
в отношении которых АО-энерго (ЭСК) осуществляет деятельность на ОРЭ;
- по сетям, отнесенным к сетям ФСК 220 кВ и ниже в сети РСК и розничных потребителей,
в отношении которых АО-энерго (ЭСК) осуществляет деятельность на ОРЭ.
Значение атрибута code-from элемента <adjacent> содержит данные об идентификаторе
Участника оптового рынка (ФСК), поставляющего электроэнергию смежному субъекту.
Значение атрибута code-to элемента <adjacent> содержит данные об идентификаторе
Участника оптового рынка (ФСК), принимающего электроэнергию от смежного субъекта.
Например, если СУБЪЕКТ1 (PXXXXXXX) принимает из сетей, отнесенных к сетям
ФСК 330 кВ и выше (FYYYYYYY) на праве собственности в сети РСК и розничных
потребителей 400 000 кВт*ч, а также принимает из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и
ниже; в сети РСК и розничных потребителей 750 000 кВт*ч, то эту информацию можно
предоставить следующим образом:
<adjacent code-from="PXXXXXXX" code-to="FYYYYYYY">
<flow month="200609">
<power220>-750000</power220>
<power330>-400000</power330>
</flow>
</adjacent>
или
<adjacent code-from="FYYYYYYY" code-to="PXXXXXXX">
<flow month="200609">
<power220>750000</power220>
<power330>400000</power330>
</flow>
</adjacent>
В электронном документе допускается наличие только одного элемента <adjacent>.
Потомком элемента <adjacent> является один элемент <flow>.
3.1.3.3. Описание элемента <flow>
Значением атрибута month элемента <flow> является месяц за который передаются
значения. Формат записи - "ГГГГММ", где: ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца (начиная
с 01 - январь).
Потомками элемента <flow> являются элементы <power220>, <power330>.
Элемент <power330> содержит информацию о фактических суммарных объемах
отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше в сети РСК и розничных
потребителей, в отношении которых АО-энерго (ЭСК) осуществляет деятельность на ОРЭ.
Элемент <power330> не указывается в случае, если отсутствует отпуск электроэнергии из
сетей, отнесенных к сетям ФСК 330 кВ и выше, в сети РСК и розничных потребителей, в
отношении которых АО-энерго (ЭСК) осуществляет деятельность на ОРЭ.
Элемент <power220> содержит информацию о фактических суммарных объемах
отпуска из сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже в сети РСК и розничных потребителей,
в отношении которых АО-энерго (ЭСК) осуществляет деятельность на ОРЭ.
Элемент <power220> не указывается в случае, если отсутствует отпуск электроэнергии из
сетей, отнесенных к сетям ФСК 220 кВ и ниже, в сети РСК и розничных потребителей, в
отношении которых АО-энерго (ЭСК) осуществляет деятельность на ОРЭ.
Количество электроэнергии предоставляется в кВт*ч и должно быть целым числом.
3.1.4. Пример электронного документа представлен в п. 3.2 настоящего Порядка.
29
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Декларация разметки указана в п. 3.3 настоящего Порядка.
3.1.5. Имя файла, содержащего электронный документ, должно составляться в формате:
“d50080ИННГГГГММДДччммсс”, где
ИНН – идентификационный номер налогоплательщика Участника оптового рынка,
ФСК или ОДУ, предоставляющего информацию (аналогичный атрибуту sender)
“ГГГГММДДччммсс” – дата и время создания документа,
ГГГГ – год,
ММ – порядковый номер месяца,
ДД – день,
чч – час,
мм – минуты,
сс – секунды.
Расширение файла должно быть xml.
3.2. Пример электронного документа
<?xml version="1.0" encoding="windows-1251"?>
<message class="50080" version="1" sender=”0123456789”
kрokod=”123456”
created="20061002124534GMT+4"
id="BFCEF422B07148F3A63A11D65B9AFD52">
<adjacent code-from="FYYYYYYY" code-to="PXXXXXXX">
<flow month="200609">
<power220>750000</power220>
<power330>400000</power330>
</flow>
</adjacent>
</message>
3.3. Декларация разметки
<!ELEMENT message (adjacent* ) >
<!ATTLIST message class CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST message version CDATA #IMPLIED>
<!ATTLIST message sender CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST message kpokod CDATA #IMPLIED>
<!ATTLIST message created CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST message id CDATA #IMPLIED>
<!ELEMENT adjacent (flow) >
<!ATTLIST adjacent code-from CDATA #REQUIRED>
<!ATTLIST adjacent code-to CDATA #REQUIRED>
<!ELEMENT flow (power220?, power330?>
<!ATTLIST flow month CDATA #REQUIRED>
<!ELEMENT power220 (#PCDATA)>
<!ELEMENT power330 (#PCDATA)>
30
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 5
Порядок оформления алгоритмов расчета средствами АИИС величины сальдо
перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины
произведенной электроэнергии в ГТП генерации)
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
Настоящий документ устанавливает:
1)
порядок оформления и согласования Акта согласования алгоритма расчета величины
сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления (величины
произведенной электроэнергии в ГТП генерации) (далее по тексту – Акт);
2)
порядок расчетов средствами АИИС коммерческого учета (далее по тексту - АИИС
КУ) величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления
(величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) в качестве основной
информации в отношении внутреннего сечения или в качестве замещающей
информации в отношении сечения между двумя ГТП потребления двух смежных
Участников оптового рынка (Участника оптового рынка и ФСК, либо в отношении
ГТП генерации Участника ОРЭ) в соответствии с настоящим Регламентом;
3)
порядок прекращения действия Акта.
Акт является основанием для расчета почасовой величины сальдо перетоков в точках
поставки в составе сечения между двумя ГТП потребления (величины почасового значения
произведенной электроэнергии в ГТП генерации), а также величины сальдо перетоков в
целом по такому сечению по установленному в Акте алгоритму, выполняемому средствами
АИИС КУ, применяемой составителем Акта (далее по тексту - Сторона 1). В случае
наличия АИИС КУ у смежных Участников ОРЭ по сальдо перетоков между двумя ГТП
потребления, составитель Акта (Сторона 1) определяется по согласованию сторон.
Акт составляется в отношении одного сечения между двумя ГТП потребления (в
отношении одной ГТП генерации) в целях:
1)
согласования смежным Участником ОРЭ (ФСК, СО-для ГТП генерации) (далее по
тексту − Сторона 2) и КО (Участником оптового рынка и КО – в отношении
внутреннего сечения) источников данных и алгоритмов расчета величины перетоков
электроэнергии по точкам поставки в составе сечения между ГТП потребления (в
ГТП генерации) и величины сальдо перетоков по сечению в целом (величины
произведенной электроэнергии для ГТП генерации), применяемых Стороной 1
(Участником оптового рынка – в отношении внутреннего сечения) в АИИС КУ;
2)
обеспечения выполнения расчетов величины перетоков электроэнергии по точкам
поставки в составе сечения между ГТП потребления (в ГТП генерации) и величины
сальдо перетоков по сечению в целом (величины произведенной электроэнергии для
ГТП генерации) средствами АИИС КУ, формирования и предоставления
результатов таких расчетов в КО;
3)
обеспечения контроля со стороны КО предоставленных АИИС КУ результатов
расчетов величины перетоков электроэнергии по точкам поставки в составе сечения
между ГТП потребления (в ГТП генерации) и величины сальдо перетоков по
сечению в целом (величины произведенной электроэнергии для ГТП генерации).
Условиями согласования Акта со стороны КО являются:
1)
наличие методики выполнения измерений, аттестованной (аттестованными) в
порядке, установленном Федеральным агентством по техническому регулированию и
метрологии, (далее по тексту - МВИ);
2)
реализация Стороной 1, алгоритмов расчета сальдо перетоков электроэнергии в
сечении или в ГТП генерации – учетных показателей и, при необходимости, расчета потерь;
3)
реализация передачи в течение интервала времени, равного как минимум одному
расчетному периоду, предшествующему времени оформления Акта, данных о
31
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
1.5.
1.6.
1.7.
величинах перетоков электроэнергии по точкам измерений, заверенных ЭЦП
Стороны 1. Передача в КО данных КУ от АИИС КУЭ в форматах 80020/80040
осуществляется в соответствии с требованиями Приложения 11.1.1 к Положению о
порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
электрической энергии и мощности (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) (далее – Приложение 11.1.1);
4)
реализация передачи данных по точкам поставки, включенным в сечение или в ГТП
генерации, и сальдо перетоков по сечению в целом или по ГТП генерации в течение
как минимум 5 (пяти) календарных дней, заверенных ЭЦП Стороны 1. Передача в
КО данных КУ от АИИС КУЭ в форматах 80020/80040 осуществляется в
соответствии с требованиями Приложения 11.1.1. В случае изменения алгоритма
расчета в отношении сечений (ГТП генерации), по которым Участник ОРЭ имеет
согласованный и действующий Акт, а результаты измерений по точкам поставки и
сальдо перетоков по сечению в целом или по ГТП генерации используются для
формирования итоговых величин потребления (генерации) для проведения
финансовых расчетов на оптовом рынке, Участник ОРЭ должен организовать
передачу данных по точкам поставки и сальдо перетоков по сечению в целом (по
ГТП генерации) по действующему и новому Акту в едином XML-файле формата
80020 и (или) 80040;
5)
наличие действующего в течение как минимум двух последующих расчетных
периодов Акта о соответствии АИИС класса А+, А, выданного по результатам
проведения испытаний с участием представителей КО, используемой Стороной 1 в
отношении всех точек измерений и точек поставки, указанных в Акте (включая
замещающие методы). В случае продления срока действия ранее выданного Акта о
соответствии АИИС класса А+, А, полученного с оформлением Соглашения о
финансовой ответственности за последствия, связанные с использованием недостоверных
результатов измерений, полученных с использованием АИИС заявителя, в целях коммерческого
учета электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности, обязательным
условием является проведение испытаний с фактическим участием представителей
КО. В случае использования одних и тех же средств измерений, включенных в состав
двух АИИС КУЭ, требуется исполнение указанных условий в отношении обоих
Актов о соответствии;
6)
наличие описания алгоритма расчета значений электроэнергии в точках поставки и в
целом по сечению (в ГТП генерации) для всех возможных режимов работы
электрооборудования. При этом, для расчета значений величины электроэнергии в
точках поставки с учетом потерь должно учитываться возможное реверсивное
направление перетока электроэнергии. Алгоритм проверки расчета значений в
точках поставки и сечении (ГТП генерации), реализуемый на уровне ПАК КО,
использует округленные до целых значений величины электроэнергии в точках
измерений, передаваемых Стороной 1;
7)
наличие заявления от участника на использование данных АИИС КУЭ в качестве
замещающей информации.
Дата ввода Акта в действие устанавливается КО с 1-го числа следующего месяца при
условии согласования КО Акта до 10-го числа текущего месяца.
Под потерями в настоящем документе понимаются потери активной электрической
энергии в элементах электрической сети между точкой измерений (точками измерений) и
точкой поставки (совокупностью точек поставки).
В случае отсутствия описания в МВИ порядка определения значения сальдо перетоков
электроэнергии в сечении между ГТП потребления (значения в ГТП генерации)
рекомендуется использовать следующий порядок расчета:

со стороны Участника ОРЭ:
1) вычисляются получасовые значения потерь (в кВт•ч) от точки измерений до
точки поставки;
2) вычисляются часовые величины электроэнергии в точке поставки (как сумма за
два получаса в пределах одного часа);
32
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
3) округляется до целого часовое значение величины электроэнергии в точке
поставки3;
4) при наличии точек поставки, которые в соответствии с п. 1.2 Приложения №
11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (Приложение № 1.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) допускается не включать в
АИИС, при применении средств измерений, обеспечивающих учет
электрической энергии суммарно на определенный момент времени
(интегральный учет), интегральные значения распределяются по часам суток
указанными Участниками оптового рынка с использованием типовых суточных
графиков нагрузки (на каждую точку измерения отдельно), представленных в
Перечне средств измерений. Типовые суточные графики могут быть
актуализированы в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и
присланы в ПАК КО с обязательным использованием ЭЦП Участников ОРЭ и
(или) ФСК без изменения Перечня средств измерений4;
5) вычисляются часовые значения величины электроэнергии по сечению или в
ГТП генерации.

со стороны КО:
1)
вычисляются получасовые значения потерь (в кВт*ч) от точки измерений до
точки поставки с точностью до двух знаков после запятой на основании целых
значений получасовых результатов измерений, полученных от Участника ОРЭ;
2)
вычисляются часовые величины электроэнергии в точке поставки (как сумма за
два получаса в пределах одного часа);
3)
округляется до целого часовое значение величины электроэнергии в точке
поставки2 ;
4)
вычисляется целое часовое значение величины электроэнергии по сечению
(ГТП генерации);
5)
проверяется не превышение максимальной допустимой величины расхождения
результатов расчета часовых приращений значений электроэнергии в точке
(точках) поставки и в итоговом учетном показателе, выполненных в АИИС
КУЭ Участника ОРЭМ и ПАК КО. Максимальная допустимая величина
расхождений определяется в соответствии с правилом, указанным в п. 9.6
настоящего Регламента.
1.8. Расчет значения электроэнергии в точке поставки описывается в соответствии с основным
методом, и при наличии − замещающими методами, предусмотренными в АИИС
Участника ОРЭ, при этом точки измерения по основному и замещающему методу
должны входить в состав одной АИИС Участника ОРЭ. Не допускается применение
замещающих методов для точки поставки, реализованных в разных АИИС, каждая из
которых зарегистрирована за смежными участниками ОРЭ (участником ОРЭ и ФСК).
1.9. Замещающие методы применяются только в случае выхода из строя основного средства
измерений (измерительного прибора) и/или средств обеспечения указанного средства
измерений (измерительного прибора).
1.10. Последовательность применения замещающих методов определяется в соответствии с
Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в
сечении между ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП
генерации) в соответствии с порядком перехода на замещающие методы. Переход на
Применяется следующий алгоритм округления - дробная часть на часовом интервале округляется до целых кВт*ч по
алгебраическим правилам округления до целых чисел – если десятичная часть больше или равна 5, то результат
округляется в большую сторону, если меньше, то в меньшую. Разница между неокругленным значением и
округленным (остаток от округления) прибавляется к результату измерений на следующем часовом интервале с учетом
знака.
4 Со стороны КО прием типовых суточных графиков нагрузки с использованием ЭЦП Участников ОРЭ и (или) ФСК
будет осуществляться с января 2011 года.
3
33
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
обходной выключатель (ОВ) является штатной операцией и не входит во множество
замещающих методов.
1.11. В случае наличия двух различных методик (алгоритмов), оформленных в отношении
одной и той же точки поставки в различных МВИ двух АИИС КУ смежных Участников
оптового рынка (Участника оптового рынка и ФСК), применяемый вариант определения
сальдо перетоков выбирается по соглашению сторон.
1.12. При оформлении алгоритмов учитываются следующие правила:
1)
результаты измерений в измерительных каналах средств измерений (далее по тексту
– ИК) на получасовых интервалах в направлениях “прием” и “отдача” передаются
как целые положительные числа;
2)
графы 6-8 “Отдача” и 9-11 “Прием” заполняются в отношении направлений потоков
электроэнергии относительно Стороны1: направление “отдача” понимается как
поток электроэнергии от Стороны1 к Стороне 2, “прием” - как поток электроэнергии
от Стороны 2 к Стороне 1. В отношении заполнения указанных граф по счетчикам
для обходного или шиносоединительного/междусекционного выключателя,
используемого в качестве обходного выключателя (далее по тексту - ОВ), при
заполнении указных граф необходимо исходить из следующих правил:
- ИК счетчика для ОВ указывается в Акте отдельной строкой для всех
присоединений (в сечении), которые этот счетчик может “дополнять” или
“заменять”. При полном повторении описания счетчика для ОВ
допускается использовать сноску (в пределах описания метода);
- ИК для ОВ не указывается ни в одной из формул явным образом;
- результаты измерений ИК счетчика для ОВ складываются раздельно для
каналов: “отдача активной электроэнергии”, “прием активной
электроэнергии”, “отдача реактивной электроэнергии”, “прием реактивной
электроэнергии” с результатами измерений соответствующих ИК
основного счетчика при работе конкретного присоединения через ОВ,
считая, что в течение получасового интервала счетчик для ОВ не “заменяет
(дополняет)” более одного основного счетчика. Отнесение результатов
измерений в ИК для ОВ к основному счетчику должно выполняться в
соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка);
3)
в случае невозможности задания однозначного алгоритма для определения значения
в точке поставки допускается задание алгоритма для определения значения в
совокупности точек поставки в составе сечения между ГТП;
4)
в отношении каждой точки поставки задается, как минимум, один метод расчета
величины электроэнергии. Первым указывается “Основной метод”, затем –
“Замещающие методы”. Последовательность указания методов означает порядок
применения метода в порядке снижения приоритета. В случае отсутствия МВИ или
соответствующих разделов МВИ, замещающие методы применяются по условиям
отсутствия данных по точке поставки или статуса “коммерческая информация” хотя
бы для одного получасового интервала в часе хотя бы по одному из ИК,
перечисленному в графах 6 и 9 по отношению к текущему методу для данной точки
поставки. Наименование метода должно совпадать с идентификатором фактически
применяемой схемы измерений, передаваемой в XML-файле по формату 80030
Приложения 11.1.1 (элемент –<measuringscheme>). Алгоритмы расчетов в
отношении одной и той же точки поставки, установленные для различных схем
электропитания, оформляются аналогично замещающим методам;
5)
Методы замещения, применяемые системным оператором, в Акт не включаются.
6)
если в АИИС КУ Стороны 1 включены средства измерений, позволяющие получить
дублированную информацию по точкам измерений без дополнительного расчета, то
в этом случае допускается применять замещение в отношении указанных точек
поставки в пределах одного метода;
34
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
7)
при наличии МВИ обозначения (коды) атрибутов и элементов Акта должны
совпадать с соответствующими обозначениями в МВИ, либо к Акту должна быть
приложена таблица соответствия кодов (идентификаторов) атрибутов средств
измерения, точек измерения, точек поставки, указанных в МВИ и в Акте;
8)
используемый для оформления бумажного носителя размер шрифта должен быть не
менее 11 (одиннадцати) пт.
1.13. Алгоритмы расчета потерь должны составляться с учетом следующего:
1)
потери активной электрической энергии в элементе (элементах) электрической сети
могут не учитываться, если величина потерь при максимально возможном перетоке
электроэнергии не превышает 0,3 от величины абсолютной основной погрешности
ИК (нескольких ИК, при условии их отнесения к одной точке поставки),
пересчитанных в точку поставки, при номинальном режиме, при этом, в отношении
точек поставки, расположенных в сетях класса напряжения 10 кВ и ниже точек
поставки гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций (в том числе
– в отношении точек поставки, входящих в ГТП, зарегистрированные за смежными
к указанным организациям участниками оптового рынка), представляющих на
оптовом рынке группы точек поставки, к которым относятся объекты
электросетевого хозяйства, имеющих совокупную присоединенную мощность,
составляющую не более 2,5% от общей присоединенной мощности в группе точек
поставки гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций (в
отношении точек поставки, входящих в ГТП, зарегистрированные за смежными к
указанным организациям участниками оптового рынка критерий 2,5% от общей
присоединенной мощности ГТП смежных к указанным организациям участников
оптового рынка), а также в отношении точек поставки, зарегистрированных за
Участником оптового рынка в части покупки/продажи электроэнергии на оптовом
рынке для дальнейшего использования в экспортно-импортных операциях,
расположенных в сетях напряжения 10 кВ и ниже и относящихся к линиям
электропередачи, входящим в одно сечение экспорта-импорта, для которых сумма
абсолютных величин среднечасовых значений сальдо перетоков, рассчитанная на
основании Актов учета электроэнергии, перемещаемой по межгосударственным
линиям электропередач за предыдущий отчетный год, согласованных с таможенным
органом, не превышает 2,5 % от максимальной из абсолютных величин часового
сальдо перетока по соответствующему сечению экспорта-импорта за тот же период,
подтвержденной КО, допускается не учитывать потери активной электрической
энергии ;
2)
задаваемые формулы могут относится к расчету на получасовом интервале либо к
расчету на часовом интервале;
3)
потери на получасовом интервале рассчитываются, в общем случае, исходя из
предположения о равномерном распределении потока электроэнергии на этом
интервале;
4)
в алгоритмах расчета потерь следует, в общем случае, учитывать возможность
реверсивного потока электроэнергии;
5)
в случае указания в МВИ особых правил округления и/или точности промежуточных
расчетов, такие правила указываются в комментариях;
6)
при расчете потерь могут использоваться результаты измерений реактивной
электроэнергии. При отсутствии измерений реактивной электроэнергии допускается
расчет величины реактивной электроэнергии выполнять на основе использования
результатов измерений активной электроэнергии и фиксированного коэффициента
мощности ( cos  );
7)
напряжение при расчете потерь считается равным номинальному значению в ряду
шкалы напряжений в соответствии с проектной (эксплуатационной) документацией
на оборудование, если иное не следует из документально подтвержденных
результатов натурных испытаний/результатов измерений напряжения;
35
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
8)
алгоритм расчета потерь в отношении точки поставки может быть задан в виде
последовательности нескольких формул с вычислением и использованием
промежуточных результатов. При этом для промежуточных результатов вводятся
дополнительные идентификаторы. Такие идентификаторы должны быть уникальны
в пределах одного метода. Округлению в таком случае подлежит только
окончательный результат (по точкам поставки);
9)
в случае использования различных схем электропитания и, вследствие этого,
различных алгоритмов расчета потерь, такие варианты оформляются раздельно
также как замещающие методы;
10)
Указываемые в формулах константы должные выражаться в кратности,
соответствующей кВт*ч (например – полная мощность трансформатора приводится
в кВА, номинальное напряжение в кВ).
1.14. Данные, зафиксированные в Акте не должны вступать в противоречие с положением
следующих документов:
1)
Акта о соответствии;
2)
однолинейных электрических схем энергообъектов и спецификаций к ним;
3)
актов разграничения
ответственности;
4)
вариантов схем электроснабжения (электропитания) в нормальных, ремонтных и
аварийных режимах;
5)
Актов согласования ГТП;
6)
перечня кодов, установленных КО для объектов, точек поставки, точек измерений и
измерительных каналов;
7)
действующих в отношении средств измерений МВИ;
8)
протокола предварительных испытаний и проверок по установлению соответствия
АИИС коммерческого учета участника ОРЭ техническим требованиям ОРЭ;
9)
протокола испытаний и проверок по установлению соответствия
коммерческого учета участника ОРЭ техническим требованиям ОРЭ;
10)
протокола предварительных испытаний с целью установления соответствия
техническим требованиям ОРЭ в части автоматизированного представления
результатов измерений, а также, при необходимости, состояния объектов измерений
в КО;
11)
Перечня средств измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки в
сечении (ГТП генерации);
12)
технических характеристик линий электропередач и иных объектов электросетевого
хозяйства;
13)
результатов технической экспертизы КО, проведенной при согласовании ГТП.
балансовой
принадлежности
и
эксплуатационной
АИИС
2. ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ И СОГЛАСОВАНИЯ «АКТА СОГЛАСОВАНИЯ
АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕЧЕНИИ МЕЖДУ ГТП ПОТРЕБЛЕНИЯ
(ВЕЛИЧИНЫ ПРОИЗВЕДЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГТП
ГЕНЕРАЦИИ)”
2.1.
Обязательными условиями,
оформления Акта являются:
позволяющими
Стороне
1
инициировать
процедуру
36
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
1)
2.2.
наличие действующего Акта соответствия АИИС класса А+, А со сроком действия не
менее чем на два последующих расчетных периода, выданного по результатам
проведения испытаний с участием представителей КО. В случае продления срока
действия ранее выданного Акта о соответствии АИИС класса А+, А, полученного с
оформлением Соглашения о финансовой ответственности за последствия, связанные с
использованием недостоверных результатов измерений, полученных с использованием АИИС
заявителя, в целях коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии
и мощности, обязательным условием является проведение испытаний с фактическим
участием представителей КО;
2)
наличие кодов по точкам поставки;
3)
подтверждения от КО о готовности приема данных от АИИС КУ Стороны 1 в КО;
4)
отсутствие отрицательных результатов проверок АИИС КУ со стороны КО;
Для оформления Акта в отношении смежного сечения между двумя ГТП потребления
двух смежных Участников оптового рынка или смежного сечения между ГТП потребления
Участника оптового рынка и ФСК:
1)
Акт составляет Сторона 1;
2)
Сторона 1 направляет Акт на согласование смежной Стороне 2 с указанием цели
обращения в виде почтового отправления с описью вложения и уведомлением о
вручении, либо любым другим видом доставки корреспонденции с обязательной
отметкой о вручении в 3-х экземплярах на бумажном носителе, заверенный
подписью уполномоченного лица и печатью заявителя;
3)
Сторона 2 в течение 21 (двадцати одного) рабочего дня от даты получения обязана
согласовать данный Акт или представить обоснованные возражения.
Возражения, в обязательном порядке, должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются возражения;
предлагаемый вариант изменения в таблице с указанием идентификатора
метода;
ссылку на пункт документа, на основании которого вносится изменение.
Согласованный Акт или обоснованные возражения Сторона 2 направляет Стороне 1
в виде почтового отправления с уведомлением о вручении, либо любым другим
видом доставки корреспонденции с обязательной отметкой о вручении;
4)
если Сторона 2 не согласовала Акт в указанный срок и не представила обоснованные
возражения (в том числе, если Стороной 1 не получен ответ от смежной Стороны 2),
Акт считается согласованным Стороной 2 при одновременном соблюдении всех
следующих условий:
- Стороной 1 в соответствии с Положением о применении санкций на оптовом рынке
электрической энергии и мощности (Приложение № 21 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) в Дисциплинарную комиссию НП «Совет рынка» (далее –
Комиссия) подано заявление о совершении Стороной 2 нарушения порядка
согласования Акта (с учетом подпункта 3 настоящего пункта) с предоставлением
комплекта документов, подтверждающего направление Акта на согласование
Стороне 2;
- решением Комиссии установлен факт нарушения Стороной 2 порядка согласования
Акта;
5)
Сторона 1 направляет КО:
- заявление на использование данных АИИС КУЭ в качестве замещающей
информации;
- 3 (три) экземпляра согласованного Стороной 2 Акта (с учетом подпункта 4) на
бумажном носителе;
- заявку на включение точек поставки и сечения в передачу по формату 80020 и (или)
80040, с указанием даты начала передачи соответствующей информации.
37
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
6)
КО в течение 5 (пяти) рабочих дней с даты получения Акта, обязан проверить
данный Акт в части, относящейся к оформлению алгоритмов и в случае наличия
обоснованных возражений направить их в адрес Стороны 1 и Стороны 2.
Возражения, в обязательном порядке, должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются возражения;
предлагаемый вариант изменения в таблице с указанием типа метода, места
установки прибора и номера столбца;
ссылку на пункт документа, на основании которого вносится изменение.
7)
в процессе проверки Акта КО во взаимодействии со Стороной 1 и, при
необходимости, со Стороной 2 проводит средствами своей автоматизированной
системы испытания и контрольные расчеты по всем методам, оформленным в Акте,
на основе предоставленных в формате 80020/80040 Стороной 1 фактических
(моделируемых) данных по точкам измерений, точкам поставки и сечению;
8)
на основании положительного результата проверки Акта и положительных
результатов проведения испытаний АИИС КУЭ КО в срок не более 3 (трех) рабочих
дней обязан согласовать данный Акт или направить обоснованные возражения в
адрес Стороны 1 и Стороны 2.
Возражения, в обязательном порядке, должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются расхождения;
величину расхождений.
В случае получения отказа в согласовании представленного Акта, Стороне 1 после
устранения замечаний необходимо направить в КО обращение о повторном рассмотрении
комплекта документов.
2.3. Для оформления Акта в отношении внутреннего сечения между двумя смежными ГТП
потребления, зарегистрированными за одним Участником оптового рынка:
1)
Участник оптового рынка составляет Акт;
2)
Участник оптового рынка направляет в КО:
– заявление о согласовании Акта со стороны КО для использования данных АИИС
КУЭ Участника оптового рынка в отношении внутреннего сечения для проведения
финансовых расчетов;
– 3 (три) экземпляра Акта на бумажном носителе, заверенного подписью
уполномоченного лица и печатью заявителя;
– заявку на включение точек поставки и сечения в передачу по формату 80020 и
(или) 80040, с указанием даты начала передачи соответствующей информации;
3)
КО в течение 5 (пяти) рабочих дней от даты получения Акта обязан проверить
данный Акт в части, относящейся к оформлению алгоритмов и в случае наличия
обоснованных возражений направить их в адрес Участника оптового рынка.
Возражения в обязательном порядке должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются возражения;
предлагаемый вариант изменения в таблице с указанием типа метода, места
установки прибора и номера столбца;
ссылку на пункт документа, на основании которого вносится изменение;
4)
в процессе проверки Акта КО во взаимодействии с Участником оптового рынка
проводит средствами своей автоматизированной системы испытания и контрольные
расчеты по всем методам, оформленным в Акте, на основе предоставленных в
формате 80020/80040 Участником оптового рынка фактических (моделируемых)
данных по точкам измерений, точкам поставки и сечению;
5)
на основании положительного результата проверки Акта и положительных
результатов проведения испытаний АИИС КУЭ КО в срок не более 3 (трех) рабочих
дней обязан согласовать данный Акт или направить в адрес Участника оптового
рынка обоснованные возражения.
Возражения, в обязательном порядке, должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются расхождения;
38
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
величину расхождений.
В случае получения отказа в согласовании представленного Акта Участнику оптового
рынка после устранения замечаний необходимо направить в КО обращение о
повторном рассмотрении комплекта документов.
2.4. Для оформления Акта в отношении ГТП генерации Участника оптового рынка:
1)
Участник оптового рынка составляет Акт и направляет в КО:
- заявление на использование данных АИИС КУЭ в качестве замещающей
информации;
- 3 (три) экземпляра Акта на бумажном носителе;
- заявку на включение точек поставки и ГТП генерации в передачу по формату
80020, с указанием даты начала передачи соответствующей информации;
2)
КО в течение 5 (пяти) рабочих дней с даты получения Акта, обязан проверить
данный Акт в части, относящейся к оформлению алгоритмов и в случае наличия
обоснованных возражений направить их в адрес Участника оптового рынка.
Возражения, в обязательном порядке, должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются возражения;
предлагаемый вариант изменения в таблице с указанием идентификатора
метода;
ссылку на пункт документа, на основании которого вносится изменение.
3)
в процессе проверки Акта, КО во взаимодействии с Участником оптового рынка
проводит средствами своей автоматизированной системы испытания и контрольные
расчеты по всем методам, оформленным в Акте, на основе предоставленных в
формате 80020 Участником оптового рынка фактических (моделируемых) данных по
точкам измерений, точкам поставки и по ГТП генерации в целом;
4)
на основании положительного результата проверки Акта и положительных
результатов проведения испытаний АИИС КУЭ КО в срок не более 3 (трех) рабочих
дней обязан согласовать данный Акт или направить в адрес Участника оптового
рынка обоснованные возражения.
Возражения, в обязательном порядке, должны содержать:
ссылку на точку поставки, по которой имеются расхождения;
величину расхождений.
5)
После согласования Акта со стороны КО копия Акта направляется Участником
оптового рынка в адрес СО.
В случае получения отказа в согласовании представленного Акта, Участнику оптового
рынка после устранения замечаний необходимо направить в КО обращение о повторном
рассмотрении комплекта документов.
2.5. Для согласования нового Акта при изменении состава ГТП и (или) алгоритма расчета сальдо
перетоков (ГТП генерации) в отношении сечения (ГТП генерации), по которому Участник
ОРЭ уже имеет ранее согласованный и действующий Акт, а результаты измерений по точкам
поставки и сальдо перетоков по сечению в целом (ГТП генерации) используются для
формирования итоговых величин потребления (генерации) для проведения финансовых
расчетов на оптовом рынке:
1)
Участник оптового рынка составляет новый Акт с указанием версии нового
алгоритма расчета (n+1), где n – номер предыдущей версии расчета (при этом n≥1).
Оформляет его в соответствии с требованиями настоящего Приложения и направляет в
адрес КО 3 (три) экземпляра;

Новой версией Акта, по отношению к действующей, считается Акт, оформленный при выполнении как
минимум одного из нижеследующих условий:
1) изменение состава ГТП;
2) изменение состава точек измерения;
3) изменение алгоритма расчета потерь.
39
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
2)
Участник оптового рынка направляет в КО заявление об использовании нового
алгоритма для формирования итоговых величин потребления (генерации) для
проведения финансовых расчетов на оптовом рынке;
3)
КО в течение 5 (пяти) рабочих дней от даты получения Акта обязан проверить
данный Акт в части, относящейся к оформлению алгоритмов, и в случае наличия
обоснованных возражений направить их в адрес Участника оптового рынка и смежного
Участника оптового рынка (п. 2.2 настоящего Приложения) или в адрес Участника
оптового рынка (п. 2.4 настоящего Приложения);
4)
Участник оптового рынка направляет в КО заявку на включение дополнительных
точек поставки и сечения для осуществления параллельной передачи по новой версии
Акта по формату 80020 и (или) 80040 с указанием даты начала готовности передачи по
различным версиям расчета;
5)
Участник оптового рынка обязан осуществлять передачу данных по точкам
поставки и сальдо перетоков по сечению в целом (по ГТП генерации) в соответствии с
действующим и новым Актами в едином XML-файле формата 80020 и (или) 80040 в
порядке и сроки, определенные в Формате и регламенте предоставления результатов измерений,
состояний средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам
(Приложение № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка);
6)
КО проводит средствами своей автоматизированной системы испытания и
контрольные расчеты по всем методам, оформленным в Акте, на основе
предоставленных в формате 80020/80040 Участником оптового рынка фактических
(моделируемых) данных по точкам измерений, точкам поставки и сечению;
7) на основании положительного результата проверки Акта и положительных
результатов проведения испытаний АИИС КУЭ КО в срок не более 3 (трех) рабочих
дней с даты завершения испытаний обязан согласовать данный Акт или направить в
адрес Участника оптового рынка и смежного Участника оптового рынка (п. 2.2
настоящего Приложения) или в адрес Участника оптового рынка (п. 2.4 настоящего
Приложения) обоснованные возражения.
В случае получения отказа в согласовании представленного Акта Участнику оптового
рынка после устранения замечаний необходимо направить в КО обращение о
повторном рассмотрении комплекта документов.
3. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ПОЛЕЙ «АКТА СОГЛАСОВАНИЯ
АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕЧЕНИИ МЕЖДУ ГТП ПОТРЕБЛЕНИЯ
(ВЕЛИЧИНЫ ПРОИЗВЕДЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГТП
ГЕНЕРАЦИИ)”
3.1.
3.2.
3.3.
Поле “Участник оптового рынка 1 (Сторона 1) – Участник оптового рынка 2 (Сторона 2)”
формы Акта заполняется исходя из правила, что расчет величины сальдо перетоков
электроэнергии в сечении и предоставление результатов таких расчетов в КО выполняет
“Сторона 1”. В случае сечения между ГТП потребления одного Участника оптового рынка,
а также при формировании Акта в отношении ГТП генерации в поле “Участник оптового
рынка” (Сторона) указывается наименование Участника оптового рынка.
В поле “ГТП 1 – ГТП 2” приводится мнемоническое обозначение сечения как пары
мнемонических обозначений ГТП Участников оптового рынка (Сторон) 1 и 2 (или одного
Участника оптового рынка) в соответствии с Актами о согласовании ГТП. В случае
смежного сечения между ГТП Участника оптового рынка и ФСК в этом поле указывается
ГТП участника оптового рынка и присвоенный КО в отношении этого сечения
идентификационный код. В случае оформления Акта в отношении внутреннего сечения
первым указывается ГТП, по точкам измерения которой используется основная АИИС КУ.
Поле «Номер версии Акта» заполняется КО.
40
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
3.4.
3.5.
В поле «Название и код АИИС КУ» указываются наименования АИИС КУ и коды АИИС
КУ, присвоенные КО, данные которых используются при формировании почасовых
значений по сечению (почасовым значениям произведенной электроэнергии в ГТП
генерации), а также их идентификаторы, определенные в КО. Название АИИС КУ должно
совпадать с названием, приведенным в Акте соответствия. В данном поле должны быть
перечислены все АИИС КУ, почасовые значения электроэнергии которых используются в
основном и замещающих методах, при этом последовательность перечисления АИИС КУ
соответствует приоритету использования данных АИИС КУ.
Графы Таблицы 1 Акта заполняются следующим образом:
1)
в графе 2 таблицы – указывается точка поставки на оптовом рынке в соответствии со
спецификацией к однолинейной схеме и код точки поставки, установленный КО;
2)
в графе 3 таблицы – указывается наименование присоединения в соответствии с
Перечнем средств измерений для целей коммерческого учета и спецификацией к
однолинейной схеме;
3)
в графах 4 и 5 таблицы указываются начало и конец граничного элемента
соответствии с Перечнем средств измерений для целей коммерческого учета;
4)
в графах 6 и 9 таблицы указывается наименование точки измерения (в соответствии с
опросным листом), показания которой используются для формирования сальдо
перетоков в направлении «отдача» и «прием», тип и класс точности счетчика, признак
отнесения к малым точкам измерений, определяемым в соответствии с п. 1.2
Приложения № 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка);
5)
в графах 7 и 10 таблицы указываются коды точки измерений и коды измерительных
каналов, установленные КО и идентификатор поставщика результатов измерений по
данному измерительному каналу в КО.
Примечания: идентификатор поставщика результатов измерений по измерительному каналу
может быть вынесен за пределы таблицы в случае, если для всех измерительных каналов во
всех методах замещения установлен один поставщик информации. Если идентификатор
поставщика результатов измерений не указан, то таковым считается Участник оптового
рынка 1;
6)
3.6.
3.7.
3.8.
в графах 8, 11 и 13 таблицы указываются условные мнемонические обозначения
исходных данных, промежуточных результатов расчетов и итоговых результатов для
использования в формулах расчета потерь и итоговом алгоритме. Мнемонические
обозначения оформляются в соответствии с МВИ или, при отсутствии МВИ, исходя
из удобства представления формул;
7)
в графе 12 указывается наименование документа-основания для расчета потерь в
сетевом элементе (элементах);
8)
в графе 14 указывается формула по расчету потерь;
9)
графы 12,13,14 не заполняются, если точка измерения совпадает с точкой поставки, в
этом случае в данных графах рекомендуется ставить прочерк.
В поле «Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки» приводится
формула расчета величины электроэнергии в точке поставки с учетом п. 1.8 настоящего
приложения, с указанием условных мнемонических обозначений исходных данных и
мнемонических обозначений итоговых результатов для использования в формулах расчета
потерь.
В поле «Алгоритм расчета величины электроэнергии по сечению (ГТП генерации)
PXXXXXXX-PYYYYYYY»
приводится итоговая
формула расчета величины
электроэнергии по сечению (ГТП генерации) с указанием мнемонических обозначений
величин электроэнергии в точках поставки, входящих в сечение (ГТП генерации).
Таблица 2 Акта заполняется в случае использования в алгоритме расчета величины сальдо
перетоков данных о состоянии объекта измерений и передачи их в КО в формате 80030.
Если данные о состоянии объектов измерений не используются в алгоритме расчета
величины сальдо перетоков, то Таблица 2 должна отсутствовать.
41
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
3.9.
Графы Таблицы 2 заполняются следующим образом:
1)
в графе 2 таблицы – указывается наименование объекта измерения и признак
включения в АИИС;
2)
в графе 3 таблицы – указывается код объекта измерения, присвоенный КО;
3)
в графе 4 указываются условные мнемонические обозначения для использования в
формулах расчета потерь и в итоговом алгоритме. Мнемонические обозначения
оформляются в соответствии с МВИ или, при отсутствии МВИ, исходя из удобства
представления формул;
в графе 5 указывается наименование точки поставки/код точки поставки (наименование и
код должны совпадать с графой 2 таблицы 1), для расчета которой используются данные о
состоянии объекта измерения.
4. ПОРЯДОК ПРЕКРАЩЕНИЯ ДЕЙСТВИЯ “АКТА СОГЛАСОВАНИЯ
АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕЧЕНИИ МЕЖДУ ГТП ПОТРЕБЛЕНИЯ (ВЕЛИЧИНЫ
ПРОИЗВЕДЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГТП ГЕНЕРАЦИИ)”
4.1. Действие Акта прекращается в случаях:
1)
лишения Стороны 1 и (или) Стороны 2 статуса субъекта оптового рынка – с даты
исключения Стороны 1 и (или) Стороны 2 из реестра субъектов оптового рынка или
права на участие в торговле электрической энергией (мощностью) оптового рынка в
отношении ГТП, для которой оформлены Акты;
2)
расторжения Договора о присоединении к торговой системе Стороны 1 и (или)
Стороны 2 – с даты расторжения такого договора Стороной 1 и/или Стороной 2;
3)
инициативы Стороны 1;
4)
прекращения действия Акта о соответствии АИИС класса А+, А;
5)
окончания срока действия МВИ и отсутствие документов, подтверждающих
пролонгацию срока действия МВИ;
6)
ввода в действие нового Акта;
7)
допуска к торговой системе по измененному составу точек поставки и (или)
измерений в ГТП генерации либо сальдо перетоков, для которых оформлен Акт;
8)
вступления в силу Перечня средств измерений с алгоритмом расчета потерь в точках
поставки, отличным от оформленного в Акте.
4.2. Действие Акта приостанавливается в случае приостановления
действия Акта о
соответствии АИИС класса А+, А;
4.3. Прекращение действия Акта по инициативе Стороны 1:
1)
Сторона 1 не менее чем за 3 (три) рабочих дня до начала расчетного периода подает
КО заявление о прекращении действия Акта с указанием сечения между ГТП
потребления (с указанием ГТП генерации), в отношении которого Сторона 1 желает
прекратить действие Акта с указанной даты;
2)
Сторона 1 не менее чем за 3 (три) рабочих дня до наступления срока прекращения
действия Акта уведомляет Сторону 2 о желании прекратить действие Акта.
4.4. Действие Акта прекращается с даты прекращения действия Акта о соответствия АИИС
КУ класса А+, А, используемой Стороной 1;
4.5. При прекращении действия Акта КО уведомляет об этом смежных Участников ОРЭМ и
вносит соответствующие изменения в их регистрационную информацию.
42
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Пример № 1 заполнения Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении без использования данных
о состоянии объектов измерения:
№ версии Акта _______
«Утверждаю»
Единоличный исполнительный орган
Наименование участника оптового рынка (Участник оптового рынка
«Утверждаю»
Единоличный исполнительный орган
Наименование участника оптового рынка (Участник оптового рынка 1(Сторона 1)
2 (Сторона 2)
«____» _________________ 200__ г.
«____» _________________ 200__ г.
Акт согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП PXXXXXXX-PYYYYYYY
АИИС КУ Стороны 1(основная АИИС) Код
АИИС КУ Стороны 2 (резервная АИИС) Код
№
п/
п
1
1
Точка
поставки
(место
расположени
я
границы
балансовой
принадлежнос
ти)
/ код точки
поставки
2
Наименован
ие
присоединен
ия
(элементы
электрооборудовани
я, входящие
в расчет
сальдо
перетоков)
3
Точка
поставки №1
Рубежная
ГРЭС, ОРУ220 кВ, яч.17,
аппаратный
зажим
кабельных
втулок
и
спусков
ошиновки
КЛ-220
кВ
«17ТР»
КЛ-220
«17ТР»
кВ
(Участник оптового рынка 1― Участник оптового рынка 2)
Начало
(название
граничного
элемента)
Сторона 1
Конец
(название
граничног
о элемента)
Сторона 2
4
5
Вводы 220 кВ
трансформатора
17ТР
ОРУ - 220
кВ
установки
ТТ
Измерите
льный
прибор
6
Точки измерений/измерительные каналы
Отдача
Прием
Код
Мне
установки
Код
точки
мони
ТТ
точки
измерения/
ка
Измеритель
измерения/
код канала
ный прибор
код канала
7
8
9
10
Мне
мони
ка
11
Алгоритм расчета потерь
Осно
Мнемо
Формула
в
ника
ание
12
13
14
Основной метод
Трансформат
ор 17ТР;
ввод 17ТРА;
СЭТ-4ТМ.03
623930002714
801/01
Трансформат
ор 17ТР;
ввод 17ТРБ;
СЭТ-4ТМ.03
623930002714
802/01
W17ТРА
МВИ
№….
W17ТРБ
∆W17ТР
∆W17ТР=52,35
*Тп+
+[9,3855*10-8
*(W17ТРА+W17Т
2
РБ) /Тп] +
+[1,9652*107*(W
2
17ТРА +W1
2
7ТРБ )/Тп];
Тп –интервал
времени 0,5ч
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
/6120704041141
02
2
Точка
поставки №7
(Натяжной
зажим на
линейном
портале ОРУ220 кВ
Рубежной
ГРЭС в
сторону
опоры №6
ВЛ- 220 кВ
«РГРЭССолнечная»)/
623030001205
302
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки № 1
прием Е1=W17ТРА+W17ТРБ+∆W17ТР
ВЛ-220 кВ
РГРЭССолнечная
СЭТ-4ТМ.03
ВЛ-220 кВ
РГРЭССолнечная
ОРУ-220 кВ
Рубежной ГРЭС
ОРУ-220 кВ
Рубежной
ГРЭС
РГРЭССолнечная
ОМВ -220
кВ ,
СЭТ-4ТМ.03
62303000120
5302/02
683030001705
914/02
W18.
1
ОВ1.
1
ВЛ-220 кВ
РГРЭССолнечная
СЭТ-4ТМ.03
623030001205
302/01
РГРЭССолнечная
ОМВ -220 кВ 683030001705
,
914/01
СЭТ-4ТМ.03
W18.
2
ОВ1.
2
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки №7
отдача Е2=W18.1+ОВ1.1
прием Е3=W18.2+ОВ1.2
3.
Точка
поставки №17
ПС 117
ЗРУ 6 кВ ввод
2
Ф. №17 яч.
№17/
623030001205
310
ввод 2 ф.
№17
ПС 117
ЗРУ 6 кВ ввод 2
ф. №17
ТП – 78
Ввод 6 кВ
ПС 117
ЗРУ 6 кВ
ввод 2
Ф. №17 яч. 623030001205
№17
310/02
СА3УИ670М
«малая» ТИ
W17*
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки №17
отдача Е4=W17
….
300
.
Совокупность
малых точек
(ТСО ПЭС)
ТП (12ТП)/
623140001114
101
ввод 6 кВ
(ТСО ПЭС)
Совокупность
малых ТП
Совокупнос
ть малых
ТП
……
Совокупно
сть малых
точек
измерений 623140002114
(Прочие
101/92
потребител
и)(56ТИ)
W(30
1312)
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки №300
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
отдача Е(301-312)=W(301-312)
Алгоритм расчета величины электроэнергии по сечению PXXXXXXX-PYYYYYYY
Основной метод:
Е=Е2+Е4+ Е(301-312) – Е1 – Е3
Итого: 1 метод
Примечание: * ― величина электроэнергии, полученная с применением типового суточного графика.
Согласовано:
ОАО «АТС» _________________
«____» ________________________200__ г.
Пример № 2 заполнения Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении с использованием данных о
состоянии объектов измерения
Для корректного расчета величины электроэнергии в групповой точке поставки № 1, 2 необходимо рассмотреть все варианты расчета (расчетные схемы, далее
- РС), зависящие от состояний объектов измерений. Для данного примера существует всего 4 различных РС.
РС1, РС2, РС3 зависят от состояний объектов измерений ОИ1, ОИ2, ОИ3 и описывают случаи наличия/отсутствия потерь холостого хода в трансформаторах
Т1, Т2.
РС4 - базовая расчетная схема описывает все остальные случаи.
Вариант 1. Пример алгоритма расчета величины электроэнергии в точке поставки с передачей состояний объектов измерений.
Вариант 2. Пример алгоритма расчета величины электроэнергии в точке поставки с передачей схем измерения.
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Рисунок 1. Пример однолинейной схемы на которой изображены объекты измерений ОИ1, ОИ2, ОИ3, необходимые для расчета групп точек поставки № 1, 2
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Утверждаю»
Единоличный исполнительный орган
Наименование участника оптового рынка (Участник оптового рынка 1 (Сторона 1)
(Сторона 2)
«____» _________________ 20_ г.
«Утверждаю»
Единоличный исполнительный орган
Наименование Участника оптового рынка (Участник оптового рынка 2
«____» _________________ 20_ г.
Акт согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между ГТП PXXXXXXX-PYYYYYYY
(Участник оптового рынка 1- Участник оптового рынка 2)
АИИС КУ Стороны 1(основная АИИС) Код
АИИС КУ Стороны 2 (резервная АИИС) Код
№
п
/
п
1
Наименован
Точка
ие
поставки
присоединен
(место
ия
расположения
(элементы
границы
электробалансовой
оборудовани
принадлежност
я, входящие в
и)
расчет
/ код точки
сальдопоставки
перетока)
2
3
Группы точек
поставки
№1,2
Рубежная
ГРЭС, ОРУ110 кВ, яч.17,
1 аппаратный
зажим
кабельных
втулок и
спусков
ошиновки
ВЛ-110 кВ «Т-
ВЛ-110 кВ
№1 «Т-1»,
ВЛ-110 кВ
№2 «Т-2»,
Таблица 1
Точки измерений/измерительные каналы
Отдача
Прием
Начало
(название
граничного
элемента)
Сторона 1
Конец
(название
граничного
элемента)
Сторона 2
4
5
Вводы 110 кВ
трансформато
ров Т-1, Т-2
ВЛ-110кВ
№-1, ВЛ110кВ №-2
Место
установки
ТТ
Измерите
льный
прибор
Код
точки
измерения/
код канала
6
7
Место
Мне
установки
мони
ТТ
ка Измерительн
ый прибор
8
9
Алгоритм расчета потерь
Код
точки
измерения/
код канала
Мне
мони
ка
Основ
ание
Мнемо
ника
Формула
10
11
12
13
14
Основной метод
Трансформат
ор Т-1;
62393000271
ввод Т-1;
4801/01,03
СЭТ-4ТМ.03
Трансформат
ор Т-2;
62393000271
ввод Т-2;
4802/01,03
СЭТ-4ТМ.03
WТ1(А)
WТ1(Р)
МВИ
№….
WТ2(А)
WТ2(Р)
∆WТ1
∆WТ2
∆WT1=
[9,3855*10-8 *
(WТ1(А)2+
WТ1(Р)2)/Т]+5
2,35 *Т;
∆WT2=[1,965
2*10-7* *(
WТ2(А)2+
WТ2(Р)2)/Т]+5
1,28 *Т;
Т –интервал
47
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
1», Рубежная
ГРЭС, ОРУ110 кВ, яч.18,
аппаратный
зажим
кабельных
втулок и
спусков
ошиновки
ВЛ-110 кВ «Т2»
/61207040411
4102
2
Точка
поставки № 7
(Натяжной
зажим на
линейном
портале ОРУ220 кВ
Рубежной
ГРЭС в
сторону
опоры №6
ВЛ- 220 кВ
«РГРЭССолнечная»)/
623030001205
302
времени 0,5ч
Вариант 1 (передача данных по ОИ1, ОИ2, ОИ3)
Если ОИ1=0 и ОИ2=0, то Е1:=0;
Если ОИ1=1 и ОИ2=0 и ОИ3=0, то Е1:=WT1(A)+∆WT1;
Если ОИ1=0 и ОИ2=1 и ОИ3=0, то Е1:=WT2(A)+∆WT2;
Иначе Е1:=(WT1(A)+∆WT1)+(WT2(A)+∆WT2)
Вариант 2 (передача по РС)
Если РС1=1, то Е1:=0;
Если РС2=1, то Е1:=WT1(A)+∆WT1;
Если РС3=1, то Е1:=WT2(A)+∆WT2;
Иначе (базовая РС) Е1:=(WT1(A)+∆WT1)+(WT2(A)+∆WT2)
ВЛ-220 кВ
РГРЭС623030001205
Солнечная
302/02
СЭТ-4ТМ.03
ВЛ-220 кВ
РГРЭССолнечная
ОРУ-220 кВ
Рубежной ГРЭС
ОРУ-220 кВ
Рубежной
ГРЭС
РГРЭССолнечная
ОМВ -220
683030001705
кВ ,
914/02
СЭТ4ТМ.03
W18.
1
ОВ1.
1
ВЛ-220 кВ
РГРЭССолнечная
СЭТ-4ТМ.03
6230300012053
02/01
РГРЭССолнечная
ОМВ -220 кВ 6830300017059
,
14/01
СЭТ-4ТМ.03
W18.2
ОВ1.
2
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки № 7
отдача Е2=W18.1+ОВ1.1
прием Е3=W18.2+ОВ1.2
3.
Точка
поставки №
17
ПС 117
ЗРУ 6 кВ ввод
ввод 2 ф.
№17
ПС 117
ЗРУ 6 кВ ввод 2
ф. №17
ТП – 78
Ввод 6 кВ
ПС 117
ЗРУ 6 кВ
ввод 2
Ф. №17 яч.
№17
623030001205
310/02
W17*
48
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
2
Ф. №17 яч.
№17/
623030001205
310
СА3УИ670М
«малая» ТИ
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки № 17
отдача Е4=W17
300.
Совокупность
малых точек
(ТСО ПЭС)
ТП (12ТП)/
623140001114
101
ввод 6 кВ
(ТСО ПЭС)
Совокупность
малых ТП
Совокупнос
ть малых
ТП
Совокупно
сть малых
точек
измерений 6231400021141
(Прочие
01/92
потребите
ли)(56ТИ)
W(3
01312)
Алгоритм расчета величины электроэнергии в точке поставки №300
отдача Е(301-312)=W(301-312)
Алгоритм расчета величины электроэнергии по сечению PXXXXXXX-PYYYYYYY
Основной метод:
Е=Е2+Е4+ Е(301-312) – Е1 – Е3- Е70- Е79
Итого: 1 метод
Примечание: * величина электроэнергии, полученная с применением типового суточного графика.
49
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Таблица 2
№
п/
п
Объекты измерений/коды объектов измерений
Место расположения объекта
измерения/Признак включения в АИИС КУЭ
Код объекта измерения
1
2
3
1
Выключатель на высокой обмотке трансформатора
Т-1/АИИС КУЭ
123456789852369
2
3
Выключатель на высокой обмотке трансформатора
Т-2/АИИС КУЭ
Выключатель между линиями ВЛ-110кВ №1, ВЛ110кВ №2 /АИИС КУЭ
654258756185359
278465872135987
568724681236981
4
Варианты схем для расчета значений в точках
поставки №1,2 /АИИС КУЭ
568724681236982
568724681236983
568724681236984
Мнем
оника
Точка поставки для расчета которой используется объект
измерения (место расположения границы балансовой
принадлежности/код точки поставки)
4
5
Группы точек поставки № 1, 2
Рубежная ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.17, аппаратный зажим кабельных
втулок и спусков ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-1», Рубежная ГРЭС,
ОИ1 ОРУ-110 кВ, яч.18, аппаратный зажим кабельных втулок и спусков
ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-2»
/612070404114102
Группы точек поставки № 1, 2
Рубежная ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 17, аппаратный зажим кабельных
втулок и спусков ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-1», Рубежная ГРЭС,
ОИ2 ОРУ-110 кВ, яч. 18, аппаратный зажим кабельных втулок и спусков
ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-2»
/612070404114102
Группы точек поставки № 1, 2
Рубежная ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.17, аппаратный зажим кабельных
втулок и спусков ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-1», Рубежная ГРЭС,
ОИ3 ОРУ-110 кВ, яч.18, аппаратный зажим кабельных втулок и спусков
ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-2»
/612070404114102
Группы точек поставки № 1, 2
Рубежная ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.17, аппаратный зажим кабельных
РС2
втулок и спусков ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-1», Рубежная ГРЭС,
РС3 ОРУ-110 кВ, яч. 18, аппаратный зажим кабельных втулок и спусков
ошиновки ВЛ-110 кВ «Т-2»
РС4
/612070404114102
РС1
50
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Согласовано:
ОАО «АТС» ________________
«____» ________________________200__ г.
51
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 5.1
ОПИСАНИЕ ФОРМАТА И РЕГЛАМЕНТА ПЕРЕДАЧИ КО,
СМЕЖНЫМ УЧАСТНИКАМ ОПТОВОГО РЫНКА И ФСК ЭЛЕКТРОННОГО
ДОКУМЕНТА «АКТ СОГЛАСОВАНИЯ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ
САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕЧЕНИИ МЕЖДУ ГТП
ПОТРЕБЛЕНИЯ (ВЕЛИЧИНЫ ПРОИЗВЕДЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГТП
ГЕНЕРАЦИИ)»
1.
Предмет действия
Настоящий Порядок устанавливает описание формата и регламента предоставления в КО
Участниками оптового рынка или ФСК электронного документа, содержащего проект Акта
согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии в сечении между
ГТП потребления (величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации) (далее ―
Алгоритм).
2.
Общие положения
2.1. Проект Алгоритма оформляется Участником оптового рынка или ФСК в виде макета 80070 с
целью формирования Алгоритма расчета учетного показателя в ПАК сбора данных КУ КО, а
также возможности взаимодействия со смежными участниками оптового рынка и(или) ФСК.
2.2. Проект Алгоритма должен быть оформлен в строгом соответствии с требованиями настоящего
Приложения, не должен противоречить требованиям к содержащейся в нем информации,
описанным в приложении 5 к настоящему Регламенту и подписан ЭЦП Участника оптового
рынка или ФСК, полученной в соответствии с Соглашением о применении электронноцифровой подписи в торговой системе оптового рынка (Приложение Д 7 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
2.3. Для автоматизированного разбора информации (кодов ТП и ТИ) с целью формирования
алгоритма расчета учетных показателей в электронном виде Участник оптового рынка или ФСК
может запросить у КО в виде макета 80000 коды точек поставки и точек измерения, а также коды
ГТП генерации и(или) сечений КУ в случае включения их для передачи информации в КО
(описание и пример приведены в приложении 18 к Приложению № 11.1.1). Запрос на получение
макета 80000 оформляется в виде макета 70000. Формат и регламент передачи в КО макета 70000
описан в приложении 19 к настоящему документу.
2.4. В одном файле макета 80070 Участник оптового рынка или ФСК должен передать информацию,
относящуюся только к одному сечению коммерческого учета или одной ГТП генерации.
2.5. При передаче электронного документа используется расширяемый язык разметки (XML) в
соответствии со спецификацией Extensible Markup Language (XML) 1.0.
2.6. При декларации кодировки, являющейся частью декларации XML, используются названия и
псевдонимы русскоязычных наборов символов, зарегистрированных в Internet Assigned Numbers
Authority. Для данного электронного документа используется кодировка “windows-1251”.
3.
Регламент передачи
3.1. Передача электронных документов 80070 производится на адрес электронной почты
(iasuku_crypto@rosenergo.com).
52
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
3.2. Макет 80070 может быть передан после подготовки КО ПАК сбора данных КУ для приема
электронного документа. Подготовка ПАК сбора данных КУ осуществляется после передачи
Участником оптового рынка или ФСК Заявки в виде макета 70070 (Формат и регламента передачи
в приложении 5.2 к настоящему Регламенту). При передаче макета 80070 до момента подготовки
КО ПАК сбора данных КУ для приема электронного документа данный файл не будет принят
КО и Участник оптового рынка или ФСК получит ответную квитанцию с уведомлением об
ошибке.
3.3. Участник оптового рынка или ФСК должен передать Алгоритм в электронном виде не позднее
чем по истечению 30(тридцати) календарных дней с момента отправки ответной квитанции об
успешной подготовке ПАК сбора данных КУ от КО (макет 70072, приложение 5.2 к настоящему
Регламенту) либо ответной квитанции с отрицательными результатами технической экспертизы
(макет 80072). При превышении указанного в настоящем пункте срока для предоставления
Алгоритма в электронном виде Участник оптового рынка или ФСК должен передать в КО Заявку
в виде макета 70070 повторно.
3.4. Полученный КО Алгоритм в электроном виде обрабатывается в ПАК сбора данных КУ, где
проводится его анализ.
3.5. После обработки файла Участнику оптового рынка или ФСК автоматически отправляется
ответная квитанция о правильно сформированном электронном документе с точки зрения
возможности машинного разбора информации (макет 80071).
3.6. В случае формирования файла в соответствии с требованиями настоящего приложения в ПАК
сбора данных КУ формируется Алгоритм расчета учетного показателя на основе переданного
макета 80070.
3.7. Если макет 80070 сформирован неверно с точки зрения возможности машинного разбора
информации, то в ответной квитанции Участнику оптового рынка и(или) ФСК направляется
список ошибок, обнаруженных при анализе полученного документа. Для формирования
Алгоритма расчета учетного показателя Участник оптового рынка или ФСК должен исправить
ошибки, указанные в макете 80071, и повторить передачу проекта Алгоритма в электронном виде
в КО.
3.8. Макет 80071 формируется в виде документа XML, подписывается ЭЦП КО и отправляется по
электронной почте на адрес Участника оптового рынка или ФСК, с которого был получен макет
80070.
3.9. При отсутствии ответа КО в течение 120 минут после отправки проекта Алгоритма в электронном
виде, Участник оптового рынка или ФСК должен повторить передачу электронного документа в
КО. Если с момента повторной передачи проекта Алгоритма не получено ответа КО в течение
120 минут, то уполномоченное лицо организации, ответственное за передачу проекта Алгоритма,
должно связаться с представителем КО, ответственным за прием информации с целью
локализации и устранения проблемы.
3.10. До окончания текущих суток, в которые был сформирован алгоритм расчета учетного
показателя в ПАК сбора данных КУ на основе макета 80070, возможна повторная передача
документа в КО. В этом случае при получении в ПАК сбора данных КУ измененного проекта
Алгоритма с большим номером или датой создания, но с аналогичными кодами ГТП и номером
версии проекта Алгоритма, и не имеющего ошибок формата (макет 80070 не содержал
структурные ошибки или ошибки, связанные со сроками передачи данных) и криптографии, вся
информация, переданная предыдущим документом, в полном объеме замещается информацией
из документа, имеющего более старший номер или дату создания. Замещение не происходит
только в том случае, когда более поздний документ имеет ошибки формата.
3.11. После формирования алгоритма расчета учетного показателя в ПАК сбора данных КУ на основе
макета 80070 проводится техническая экспертиза переданной информации.
53
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
3.12. По результатам технической экспертизы Участнику оптового рынка или ФСК отправляется
ответная квитанция с ее результатами (макет 80072).
3.13. В случае если результаты технической экспертизы положительные, Участнику оптового рынка
или ФСК на адрес электронной почты, с которой получен макет 80070, высылается макет 80010
(Приложение 5.3 к настоящему регламенту), содержащий результаты расчета величины учетного
показателя. Макет 80010 высылается только при наличии результатов измерения по точкам
измерения, переданных в ПАК сбора данных КУ в макете 80020 и(или) 80040, за период,
указанный в Положении о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
3.14. В случае если результаты технической экспертизы отрицательные, Участник оптового рынка или
ФСК для повторной процедуры должен исправить ошибки, указанные в ответной квитанции, и
отправить в КО макет 80070 с исправленными замечаниями. В этом случае процедуры,
описанные в настоящем Приложении, выполняются повторно.
4.
Описание форматов
4.1. Описание формата Алгоритма (макет 80070)
Имя файла, содержащего электронный документ, должно составляться в формате “<тип
документа>_<ИНН>_<дата>_<номер документа>”, где:
–
–
–
–
тип документа – номер, присвоенный КО данному типу документа (80070);
ИНН – ИНН организации, предоставляющей информацию, длина inn – 10 символов;
дата – операционный период, за который предоставляется информация, в формате
“ГГГГММДД”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день. Длина
поля <дата> – 8 знаков;
номер документа – порядковый номер (идентификатор) документа. Номер должен
содержать не более 7 цифр. Номера документов присваиваются отправителем,
начинаются с 1 и увеличиваются на 1 с каждым новым документом для данного типа
документов сформированных для одних и тех же суток.
Расширение файла ― xml.
4.2. Описание структуры документа (тип 80070)
Элемент <message> является корневым элементом. Потомками элемента <message> являются
элементы <sender>, <deliverypoints>, <peretoks>, <generations>, <consumptions>. Атрибутами
элемента <message> являются class, version, number, created. В документе допускается наличие только
одного корневого элемента <message>:
–
–
–
–
атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе
электронного документа. Значение атрибута class должно быть равно 80070;
атрибут version корневого элемента <message> является обязательным и содержит
данные о версии формата. Данный документ определяет версию документа 1;
атрибут number элемента <message> является обязательным и содержит порядковый
номер сообщения. (Номера сообщений присваиваются отправителем, начинаются с 1
и увеличиваются на 1 с каждым новым сообщением);
атрибут created элемента <message> является обязательным и содержит дату создания
документа.
Элемент <sender> является потомком корневого элемента <message>. В документе допускается
наличие только одного элемента <sender>. Элемент <sender> описывает организацию,
предоставляющую информацию. Атрибутами элемента <sender> являются inn, name:
–
атрибут inn элемента <sender> является обязательным и содержит ИНН организации,
предоставляющей информацию;
54
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
–
атрибут name элемента <sender> содержит название организации, предоставляющей
информацию. Длина названия до 250 символов.
Элемент <deliverypoints> содержит сведения о точках поставки/совокупностях «малых» точек
поставки. Потомками элемента <deliverypoints> являются элементы <deliverypoint>.
Элемент <deliverypoint> в случае, когда он является потомком элемента <deliverypoints>,
содержит сведения о точке поставки/совокупности «малых» точек поставки и формулах расчета
сальдо перетоков в ТП. Атрибутами элемента <deliverypoint> являются aiiscode, code, name и
algorithmversion. Потомками элемента <deliverypoint> являются элементы <send>, <receive>, <sendlosses>, <receive-losses>.
–
–
атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО;
содержимым
атрибута
name
является
наименование
данной
точки
поставки/совокупности «малых» точек поставки. Длина наименования до 250
символов. Атрибут является необязательным;
– атрибут
code
содержит
уникальный
код,
присвоенный
КО
точке
поставки/совокупности «малых» точек поставки;
– атрибут algorithmversion содержит номер версии расчета алгоритма. Является
обязательным в случае:
o одновременной передачи данных по ТП и УП, рассчитанных на основании
действующего и нового Акта,
o передачи данных по ТП и УП по Акту, имеющему номер версии больше 1.
Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
Элементы <send>, <receive> содержат сведения о расчете активной отдачи и активного приема
соответственно. Потомками элементов <send>, <receive> являются элементы <calcsum>,
<calcformula>.
Элементы <calcsum> содержат сведения об измерительных каналах, измерения по которым
суммируются при расчете активного приема, активной отдачи. Атрибутами элемента <calcsum>
являются losses-coefficient (только в случае, если элемент <calcsum> является потомком элементов
<send> либо <receive>). Потомками элементов <calcsum> являются элементы <measuringchannel>:
–
атрибут losses-coefficient содержит К – коэффициент, определяющий знак, с которым
величина потерь входит в расчет активного приема/активной отдачи.
Элементы <measuringchannel> содержат информацию об обозначениях результатов измерения
по измерительным каналам. Атрибутами элемента <measuringchannel> являются mpCode, aiiscode,
version, code, sender, coefficient:
–
–
–
–
–
атрибут mpCode содержит код точки измерения, присвоенный КО;
атрибут aiiscode является необязательным и содержит код АИИС, присвоенный КО;
атрибут code элемента <measuringchannel> содержит код измерительного канала,
присвоенный КО данному измерительному каналу;
атрибут sender содержит ИНН организации, предоставляющей информацию по ИК;
атрибут coefficient содержит К – коэффициент, определяющий знак, с которым
величина измерения по ИК входит в расчет активного приема/активной отдачи.
Элементы <calcformula> содержат сведения о формулах, применяемых в каждом конкретном
случае (при расчете активной отдачи, активного приема, потерь при активной отдаче, потерь при
активном приеме). Потомками элементов <calcformula> являются элементы <params>. Атрибутом
элемента <calcformula> является name:
–
атрибут name содержит ссылку на формулу с соответствующим именем.
Элемент <params> содержит сведения о фактических параметрах формулы. Потомками
элемента <params> являются элементы <param>.
Элемент <param> содержит описание фактического параметра формулы. Потомком элемента
55
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<param> может являться элемент <calcsum>, <constvalue>, <calcformula> либо <mobject>.
Атрибутами элемента <parameter> являются name, type:
–
–
атрибут name содержит имя параметра;
атрибут type содержит тип параметра. Атрибут type может принимать значения
"CONST" (для констант – определяет наличие элемента <constvalue>), "SUM" (для
перечисления суммируемых временных рядов результатов измерений – определяет
наличие элемента <calcsum>), "FORMULA" (для построения рекурсивных формул
расчета – определяет наличие элемента <calcformula>) либо "MOBJECT" (для
состояния объектов измерений – определяет наличие элемента <mobject>).
Элемент <constvalue> содержит фактический параметр формулы – константу.
Элемент <mobject> содержит ссылку на фактический параметр формулы – состояние объекта
измерения. Атрибутами элемента <mobject> являются code, aiiscode:
–
–
атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО;
атрибут code элемента <measuringchannel> содержит код объекта измерений,
присвоенный КО.
Элементы <send-losses>, <receive-losses> содержат сведения о формулах расчета потерь при
активной отдаче и активном приеме соответственно. Потомками элементов <losses> являются
элементы <calcformula>. Атрибутом элементов <send-losses>, <receive-losses> является time-ratio:
–
атрибут time-ratio содержит информацию о периоде (скважности) расчета потерь.
Элемент <peretoks> содержит сведения о формулах расчета всех сальдо перетоков. Потомками
элемента <peretoks> являются элементы <peretok>.
Элемент <peretok> содержит сведения о формулах расчета сальдо перетоков между двумя
группами точек поставки. Атрибутами элемента <peretok> являются code-from, сode-to, name,
startDate, endDate и algorithmversion. Потомками элемента <peretok> являются элементы
<deliverypoint-send>, <deliverypoint-receive>:
–
содержимым атрибута name является наименование данного сечения. Длина
наименования до 250 символов;
– атрибут code-from содержит код ГТП, присвоенный КО группе точек поставки
организации, предоставляющей информацию;
– атрибут code-to содержит код ГТП, присвоенный КО группе точек поставки
смежному Участнику оптового рынка;
– атрибут startDate содержит дату начала действия значений атрибутов в формате
“ГГГГММДДЧЧММ”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день,
ЧЧ – час, ММ - минуты. Длина поля <дата> – 12 знаков;
– атрибут endDate содержит дату окончания действия значений атрибутов в формате
“ГГГГММДДЧЧММ”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день,
ЧЧ – час, ММ - минуты. Длина поля <дата> – 12 знаков;
– атрибут algorithmversion содержит номер версии расчета алгоритма. Является
обязательным в случае:
o одновременной передачи данных по ТП и УП, рассчитанных на основании
действующего и нового Акта,
o передачи данных по ТП и УП по Акту, имеющему номер версии больше 1.
Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
Элементы <deliverypoint-send>, <deliverypoint-receive> содержат ссылки на точки потребления,
входящие в сечение и относящиеся к организации, предоставляющей информацию, и смежному
Участнику оптового рынка. Атрибутами элементов <deliverypoint-send>, <deliverypoint-receive>
являются aiiscode, code, coefficient и algorithmversion:
–
–
атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО;
атрибут
code
содержит
уникальный
код,
присвоенный
КО
точке
56
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
поставки/совокупности «малых» точек поставки;
– атрибут coefficient содержит К – коэффициент, определяющий знак, с которым
величина сальдо перетоков/генерации по ТП входит в расчет сальдо перетоков по
сечению/собственной генерации;
– атрибут algorithmversion содержит номер версии расчета алгоритма. Является
обязательным в случае:
o одновременной передачи данных по ТП и УП, рассчитанных на основании
действующего и нового Акта;
o передачи данных по ТП и УП по Акту, имеющему номер версии больше 1.
Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
Элемент <generations> содержит сведения о формулах расчета величины собственной
генерации. Потомками элемента <generations> являются элементы <generation>.
Элемент <generation> содержит сведения о величины собственной генерации (по каждому
внутреннему сечению с собственной генерацией). Атрибутами элемента <generation> являются code,
name, aiiscode, coefficient, startdate, enddate и algorithmversion. Потомками элемента <generation>
являются элементы <deliverypoint-send>, <deliverypoint-receive>:
–
содержимым атрибута name является наименование ГТП генерации. Длина
наименования до 250 символов;
– атрибут code содержит код ГТП генерации, присвоенный КО группе точек поставки;
– атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО;
– атрибут coefficient содержит К – коэффициент, определяющий знак, с которым
величина сальдо перетоков/генерации по ТП входит в расчет сальдо перетоков по
сечению/собственной генерации;
– атрибут startdate содержит дату начала действия значений атрибутов в формате
“ГГГГММДДЧЧММ”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день,
ЧЧ – час, ММ – минуты. Длина поля <дата> – 12 знаков;
– атрибут enddate содержит дату окончания действия значений атрибутов в формате
“ГГГГММДДЧЧММ”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день,
ЧЧ – час, ММ – минуты. Длина поля <дата> – 12 знаков;
– атрибут algorithmversion содержит номер версии расчета алгоритма. Является
обязательным в случае:
o одновременной передачи данных по ТП и УП, рассчитанных на основании
действующего и нового Акта,
o передачи данных по ТП и УП по Акту, имеющему номер версии больше 1.
Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
Элементы <deliverypoint-send>, <deliverypoint-receive> в случае, когда он является потомком
элемента <generation>, содержит ссылку на точку поставки собственной генерации. Атрибутами
элементов <deliverypoint-send>, <deliverypoint-receive> являются aiiscode,
code, coefficient и
algorithmversion:
–
–
–
–
атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО;
атрибут
code
содержит
уникальный
код,
присвоенный
КО
точке
поставки/совокупности «малых» точек поставки;
атрибут coefficient содержит К – коэффициент, определяющий знак, с которым
величина сальдо перетоков/генерации по ТП входит в расчет сальдо перетоков по
сечению/собственной генерации;
атрибут algorithmversion содержит номер версии расчета алгоритма. Является
обязательным в случае:
o одновременной передачи данных по ТП и УП, рассчитанных на основании
действующего и нового Акта,
57
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
o передачи данных по ТП и УП по Акту, имеющему номер версии больше 1.
Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
4.3. Описание формата ответной квитанции (макет 80071)
Корневым элементом электронного документа является <message>. В документе допускается
наличие только одного элемента <message>. Потомками элемента <message> являются элементы
<file>, <reply>, <fileareas>, <currentstate>.
Атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе документа.
Значение атрибута class должно быть равно 80071.
Атрибут version элемента <message> является обязательным и содержит данные о версии
документа. Текущее значение версии равно 1.
Атрибут id элемента <message> является необязательным и содержит уникальный цифровой
код сообщения.
Атрибут datetime элемента <message> является необязательным и содержит дату создания
ответного сообщения в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ − год, ММ − месяц, ДД − день, чч − часы
в 24-часовом формате, мм − минуты, сс − секунды.
Элемент <file> является потомком корневого элемента <message> и содержит информацию о
вложенном в электронное сообщение файле XML. В документе допускается наличие только одного
элемента <file>. Потомками элемента <file> являются элементы <fromaddr>, <name>, <sender>,
<day>, <id>, <received>.
Элемент <fromaddr> является необязательным потомком элемента <file> и содержит адрес
электронной почты, с которой пришло письмо, содержащее входящий макет 80070, на который было
сформировано данное ответное сообщение.
Элемент <name> является обязательным потомком элемента <file> и содержит название макета
80070, на который было сформировано данное ответное сообщение.
Элемент <sender> является необязательным потомком элемента <file> и содержит ИНН
организации-поставщика информации, которая сформировала входящий файл.
Элемент <day> является необязательным потомком элемента <file> и содержит сутки, на
которые был сформирован входящий файл в формате ГГГГММДД, где ГГГГ − год, ММ − месяц, ДД
−день.
Элемент <id> является обязательным потомком элемента <file> и содержит код входящего
XML-файла в ПАК сбора данных КУ.
Элемент <received> является обязательным потомком элемента <file> и содержит дату
получения входящего файла системой ПАК сбора данных КУ в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ −
год, ММ − месяц, ДД − день, чч − часы в 24-часовом формате, мм − минуты, сс − секунды.
Элемент <reply> является обязательным потомком корневого элемента <message> и содержит
информацию по ошибкам файла и статусу его обработки. В документе допускается наличие только
одного элемента <reply>. Потомками элемента <reply> являются элементы <error>.
Атрибут filestatus элемента <reply> является обязательным и содержит цифровой код статуса
обработки файла. Может принимать следующие значения: 0 ― ошибок при обработке не
обнаружено, данные приняты; 1 ― ошибок при обработке не обнаружено, некоторые данные имели
статус некоммерческой информации; 2 и другие значения кроме 0 и 1 ― файл содержал ошибки, весь
файл либо некоторые данные не были приняты.
Атрибут desc элемента <reply> является необязательным и содержит короткое текстовое
описание кода статуса обработки из атрибута filestatus.
Элемент <error> является необязательным потомком элемента <reply> и содержит текст
ошибки, найденной во входящем файле. В документе допускается наличие нескольких элементов
<error>.
4.4. Описание ответной квитанции (макета 80072)
58
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
4.3.1.
Корневым элементом электронного документа является <message>. В документе
допускается наличие только одного элемента <message>. Потомками элемента <message>
являются элементы <file>, <reply>.
4.3.2.
Атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе
документа. Значение атрибута class должно быть равно 80072.
4.3.3.
Атрибут version элемента <message> является обязательным и содержит данные о
версии документа. Текущее значение версии равно 2.
4.3.4.
Атрибут id элемента <message> является необязательным и содержит уникальный
цифровой код квитанции.
4.3.5.
Атрибут datetime элемента <message> является необязательным и содержит дату
создания ответной квитанции в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ – год, ММ – месяц, ДД –
день, чч – часы в 24-часовом формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.3.6.
Элемент <file> является потомком корневого элемента <message> и содержит
информацию о вложенном в электронное сообщение файле XML. В документе допускается
наличие только одного элемента <file>. Потомками элемента <file> являются элементы
<fromaddr>, <name>, <sender>, <day>, <id>, <received>.
4.3.7.
Элемент <fromaddr> является необязательным потомком элемента <file> и содержит
адрес электронной почты, с которой пришло письмо, содержащее входящий макет 80070, и на
который была сформирована данная ответная квитанция.
4.3.8.
Элемент <name> является обязательным потомком элемента <file> и содержит
название макета 80070, на который была сформирована данная ответная квитанция.
4.3.9.
Элемент <sender> является необязательным потомком элемента <file> и содержит
ИНН организации - поставщика информации, которая сформировала входящий файл.
4.3.10. Элемент <day> является необязательным потомком элемента <file> и содержит сутки,
на которые был сформирован входящий файл в формате ГГГГММДД, где ГГГГ – год, ММ –
месяц, ДД – день.
4.3.11. Элемент <id> является обязательным потомком элемента <file> и содержит код
входящего документа XML в ПАК сбора данных КУ.
4.3.12. Элемент <received> является обязательным потомком элемента <file> и содержит дату
получения входящего файла системой ПАК сбора данных КУ в виде ГГГГММДДччммсс, где
ГГГГ – год, ММ – месяц, ДД – день, чч – часы в 24-часовом формате, мм – минуты, сс –
секунды.
4.3.13. Элемент <reply> является обязательным потомком корневого элемента <message> и
содержит информацию об ошибках файла и результатах его обработки. В документе
допускается наличие только одного элемента <reply>. Потомком элемента <reply> является
элемент <comment>.
4.3.14. Атрибут desc элемента <reply> содержит данные о результатах технической
экспертизы проекта Алгоритма: « Положительная экспертиза» или «Отрицательная экспертиза».
4.3.15. Элемент <comment> является необязательным в случае положительного результата
технической экспертизы, либо содержит дополнительную информацию о причинах
отрицательного результата технической экспертизы.
5. Пример Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электроэнергии
в электронном документе 80070
59
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<?xml version="1.0" encoding="Windows-1251" standalone="yes"?>
<message created="20100115114823" number="1" version="1" class="80070">
<sender name="Некоторая организация" inn="1234567890"/>
<deliverypoints>
<deliverypoint code="111333555777999" name="Генератор 1Г" algorithmversion="1"
aiiscode="1357924680">
<receive>
<calcsum losses-coefficient="1">
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="01"
mpcode="123123123123123"/>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="01"
mpcode="456456456456456"/>
</calcsum>
</receive>
<receive-losses time-ratio="30">
<calcformula name="SUM1">
<param type="FORMULA" name="Wa">
<calcformula name="SUM1">
<param type="FORMULA" name="Wa">
<calcformula name="Квадратичная зависимость 2">
<param type="CONST" name="a">
<constvalue>1.995</constvalue>
</param>
<param type="CONST" name="b">
<constvalue>1.0E7</constvalue>
</param>
<param type="CONST" name="c">
<constvalue>0.0</constvalue>
</param>
<param type="SUM" name="Wa">
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="01"
mpcode="123123123123123"/>
</calcsum>
</param>
<param type="SUM" name="Wq">
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="03"
mpcode="123123123123123"/>
</calcsum>
</param>
</calcformula>
</param>
<param type="FORMULA" name="Wb">
<calcformula name="Квадратичная зависимость 2">
<param type="CONST" name="a">
<constvalue>1.995</constvalue>
</param>
<param type="CONST" name="b">
<constvalue>1.0E7</constvalue>
</param>
<param type="CONST" name="c">
<constvalue>0.0</constvalue>
</param>
<param type="SUM" name="Wa">
<calcsum>
60
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="01"
mpcode="456456456456456"/>
</calcsum>
</param>
<param type="SUM" name="Wq">
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="03"
mpcode="456456456456456"/>
</calcsum>
</param>
</calcformula>
</param>
</calcformula>
</param>
<param type="FORMULA" name="Wb">
<calcformula name="Квадратичная зависимость 2">
<param type="CONST" name="a">
<constvalue>1.0</constvalue>
</param>
<param type="CONST" name="b">
<constvalue>1.0E7</constvalue>
</param>
<param type="CONST" name="c">
<constvalue>27.358</constvalue>
</param>
<param type="SUM" name="Wa">
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="01"
mpcode="123123123123123"/>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="01"
mpcode="456456456456456"/>
</calcsum>
</param>
<param type="SUM" name="Wq">
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="03"
mpcode="123123123123123"/>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="03"
mpcode="456456456456456"/>
</calcsum>
</param>
</calcformula>
</param>
</calcformula>
</receive-losses>
</deliverypoint>
<deliverypoint code="222444666888000" name="Генератор 4Г" algorithmversion="1"
aiiscode="1357924680">
<send>
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="02"
mpcode="789789789789789"/>
</calcsum>
</send>
</deliverypoint>
<deliverypoint code="111222333444555" name="Генератор 8Г" algorithmversion="1"
aiiscode="1357924680">
61
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<send>
<calcsum>
<measuringchannel coefficient="1" aiiscode="1357924680" code="02"
mpcode="157157157157157"/>
</calcsum>
</send>
</deliverypoint>
</deliverypoints>
<peretoks>
<peretok enddate="300001010000" startdate="200712010000" code-to="PNEKITES" codefrom="PNEKGRES" name="Переток (PNEKGRES-PNEKITES)" algorithmversion="1"
aiiscode="1357924680">
<deliverypoint-send coefficient="1" aiiscode="1357924680" algorithmversion="1"
code="222444666888000"/>
<deliverypoint-send coefficient="1" aiiscode="1357924680" algorithmversion="1"
code="111222333444555"/>
<deliverypoint-receive coefficient="-1" aiiscode="1357924680" algorithmversion="1"
code="111333555777999"/>
</peretok>
</peretoks>
<generations/>
</message>
6. Справочник готовых формул, используемых для расчета потерь
№ Имя формулы
КВАДРАТИЧНАЯ ЗАВИСИМОСТЬ
1
Квадратичная зависимость 8
2
Квадратичная зависимость 1
3
Квадратичная зависимость 1.1
4
Квадратичная зависимость 2
5
Квадратичная зависимость 2.1
6
Квадратичная зависимость 3
7
Квадратичная зависимость 4
Текст для пояснения пользователю
(обязательно соблюдать имена параметров формул, такие как Wp,Wq,C и т.д.)
dWp:=C+K1*(k2**(k3)) * ( Wp**(2) + Wq**(2) );
k1,k2,k3,c – коэффициенты
Wp,Wq – значения с измерительных каналов
ReturnValue := ((a/b)*(x*x))/T + (c/d)*x + (e/f)*T;
а,b,c,d,e,f – коэффициенты
Т – интервал времени
Х – значения с измерительных каналов
dWp:=C+K1*(k2**(k3)) * ( (Wp1+Wp2)**(2) + (Wq1+Wq2)**(2) );
с,k1,k2,k3 - коэффициенты
Wp1, Wp2, Wq1, Wq2 – значения с измерительных каналов
ReturnValue := (a/b)*(Wa*Wa + Wq*Wq) + c;
a,b,c – коэффициенты
Wa,Wq – значения с измерительных каналов
dWp:=C+K1*(k2**(k3)) * ( (Wp1+Wp2+Wp3)**(2) + (Wq1+Wq2+Wq3)**(2) );
k1,k2,k3,c – коэффициенты
Wp1,Wp2,Wp3,Wq1,Wq2,Wq3 – значения с измерительных каналов
ReturnValue := (a/b)*(1/T)*(Wa*Wa + Wq*Wq) + c*T;
a,b,c – коэффициенты
Т-интервал времени
Wa,Wq – значения с измерительных каналов
dWp:= C*T + K1*(k2**(k3)) * ( Wp1**(2) + Wp2**(2) + Wq1**(2) + Wq2**(2) ) /T;
k1,k2,k3,c – коэффициенты
Wp1,Wp2,Wq1,Wq2 – значения с измерительных каналов
Т – интервал времени
62
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
8
Квадратичная зависимость 5
9
Квадратичная зависимость 6
10
Квадратичная зависимость 7
11
Квадратичная зависимость 7.1
12
Квадр_зависимость N7.2
13
Квадратичная зависимость без Q
14
Квадр. зав-ть 2 с условием
15
Квадр. зав-ть 2 без степеней
16
Квадр. зав-ть 2 с двойн. усл.
17
Квадр. зав-ть для 4 каналов
18
Квадр. зав-ть с одним каналом
ПОТЕРИ В ЛИНИЯХ
19
Потери в кабельной линии 1
ReturnValue := (a/d)*(x*x) + b*x + c;
a,b,c,d – коэффициенты
х – значения с измерительного канала.
dWp:= C + K1*(k2**(k3)) * ( Wp1**(2) + (Wp2+Wp3)**(2) + Wq1**(2) + (Wq2+Wq3)**(2) );
k1,k2,k3,c – коэффициенты
Wp1,Wp2,Wp3,Wq1,Wq2,Wq3 – значения с измерительных каналов
dWp:=C*T+(K1*(k2**(k3)) * ( Wp**(2) + Wq**(2) ) )/T;
k1,k2,k3,c – коэффициенты
Wp,Wq – значения с измерительных каналов
dWp:=C*T+(K1*(k2**(k3)) * ( Wp**(2) ) )/T;
с,k1,k2,k3 - коэффициент
Wp – значения с измерительного канала
Т – интервал времени
dWp_KL:=(K1_1*(k1_2**(k1_3)) * ( (Wp)**(2) + (C1*Wp)**(2) ) )/T;
Wp - значение с измерительного канала
K1_1 - коэффициент
k1_2 - коэффициент
k1_3 - коэффициент
C1 - коэффициент
T - интервал времени (0.5 = 30 мин).
dWp:=C*T+K1*(k2**(k3)) * ( Wp**(2) )/T;
k1,k2,k3,c – коэффициенты
Wp – значения с измерительных каналов
Т-интервал времени
dW2:=(a/b)*(Wa**(2) + Wb**(2)) + c;
IF Wa=0 THEN dW:=0;
ELSE
dW:= dW2;
END IF;
a,b,c – коэффициенты
Wa,Wb – значения с измерительных каналов
dW := (a/b)*(Wp + Wq) + c;
a,b,c – коэффициенты
Wp,Wq – значения измерительных каналов
dW2:=(a/b)*(Wa**(2) + Wb**(2)) + c;
IF Wa=0 AND Wb=0 THEN dW:=0;
ELSE
dW:= dW2;
END IF;
a,b,c – коэффициенты
Wa,Wb – значения измерительных каналов
dW := (a/b)*(Wa*Wa + Wb*Wb + Wc*Wc + Wd*Wd) + c;
a,b,c – коэффициенты
Wa,Wb,Wc,Wd– значения измерительных каналов
dW:=(a/b)*(Wa**(2)) + c;
a,b,c – коэффициенты
Wa – значения с измерительного канала
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
dWp:= ((((P*P+Q*Q)/(Unom*Unom))*(r/m)*L*0.001)+(q0*L*m*tg))*T; где
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
q0 – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
m – количество цепей
63
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
20
Потери в кабельной линии 2
21
Потери в кабельной линии 3
22
Потери в кабельной линии 4
23
Потери в кабельной линии 5
24
Потери в ВЛ 1
25
Потери в ВЛ 2
26
Потери в ВЛ (с учетом короны)
27
Потери в ВЛ 30 минут
L – длина линии (км)
Unom – напряжение (В)
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
ReturnValue := ((P*P+Q*Q)/(U*U*T2))*r*L*0.001+q0*L*tg*T1;
L – длина линии (км)
U – напряжение (В)
q0 – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
dWp:=((Wp*Wp)/(Unom*Unom*cos_f*cos_f*T) *R/m*0.001)
Wp– значение с измерительного канала
Т – интервал времени
Unom – номинальное напряжение (В)
m – количество цепей
R – активное сопротивление линии (Ом)
ReturnValue := k*((P*P+Q*Q)/(U*U*T2))*r*L*0.001+q0*L*tg*T1;
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
L – длина линии
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
q0 – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
U – напряжение (В)
ReturnValue := ((Wp*Wp+Wq*Wq)/(U*U*T))*(r/k1)*L*0.001+k2*q0*L*tg*T;
L – длина линии
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
q0 – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
k1,k2 – коэффициенты
Т – интервал времени
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
dWp:=((P*P + Q*Q)/(Unom*Unom) *(r/m)*L*0.001) * T
L – длина линии
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
m – количество цепей
Т – интервал времени
dWp:=((P*P + Q*Q)/(Unom*Unom) *R*0.001) * T;
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
R:=L*Kc*Kp*1000/(J*q_pr);-- (Ом/км)
-- где L-длина провода (км)
-- Кс - коэф. скрутки (Кс=1,02)
-- Kp - коэф.поверхностного эффекта (Kp=1 для q_pr <=150 кв.мм), (Kp=1.0105 для q_pr
<=240 кв.мм)
-- J - удельная проводимость материала (57-для меди, 34-для алюминия)
-- q_pr - сечение провода (кв.мм)
dWp:=dPk_max*L*T+((P*P + Q*Q)/(Unom*Unom) *(r/m)*L*0.001) * T
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
L – длина линии (км)
Т – интервал времени
Unom – номинальное напряжение (В)
dPk_max – потери активной энергии на корону
ReturnValue := 1.56*((Wp*Wp)/(U*U))*r*L*2*0.001;
Wp– значение с измерительного канала
L – длина линии
64
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
28
Потери в линии
29
Потери в КЛ 60 минут 1
30
Потери в КЛ 30 минут 2
Потери в трансформаторе
31
Потери в трансформаторе 1
32
Потери в трансформаторе 2
33
Потери в трансформаторе 3
34
Потери в трансформаторе 4
35
Потери в трансформаторе 5
36
Потери в 2хобм. тр-ре 60 минут
U – номинальное напряжение (В)
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
ReturnValue := ((P*P+Q*Q)/(U*U))*r*L*0.001+q0*L*tg;
L – длина линии
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
q0 – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
U – номинальное напряжение (В)
ReturnValue := (1.56*((Wp* Wp) / (U*U))*r*L*0.001)+(q*L*tg);
Wp– значение с измерительного канала
L – длина линии
U – напряжение
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
q – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
ReturnValue := (1.56*((Wp* Wp) / (U*U))*r*L*2)+(q*L*tg*0.5);
Wp– значение с измерительного канала
L – длина линии
U – напряжение
r – удельное активное сопротивление линии (Ом/км)
q – удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км)
ReturnValue := Pxx*Txx*T1 + ((P*P + Q*Q)/(U*U*T2))*k*k*R*0.001*Tyy;
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
R – активное сопротивление линии (Ом)
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
ReturnValue := Pxx*Txx*T1 + Pyy*((P*P+Q*Q)/(Snom*Snom*T2))*Tyy;
Snom – номинальная мощность
Pxx – потери активной мощности ХХ
Результат = Pxx * Txx * T1 + Pyy * 1.56 * ((P * P) / (Snom * Snom * T2)) * Tyy;
P - значение активной энергии (кВт*ч);
Pxx - потери холостого хода трансформатора за час (кВт);
Txx - количество часов работы трансформатора на холостом ходу;
Pyy - потери короткого замыкания за час (кВт);
Тyy - количество часов работы трансформатора под нагрузкой;
Snom - среднее напряжение сети в точке установки учета (кВ*А);
T 1 и Т2 - коэффициенты перехода от часовых к получасовым значениям.
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
ReturnValue := Pxx+Pyy*(P*P+Q*Q)/(Snom*Snom);
Т – интервал времени
Snom – номинальная мощность
Pхх – потери активной энергии холостого хода
ReturnValue := Pxx*T + Pyy*k*((Wa*Wa)/(Snom*Snom*T));
Wp– значение с измерительного канала
Т – интервал времени
Pхх – потери активной энергии холостого хода
Snom – номинальная мощность
ReturnValue := Pxx+0.000001*Pkz*1.56*((Wp*Wp)/(Snom*Snom))
Wp– значение с измерительного канала
Pхх – потери активной энергии холостого хода
65
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
37
Потери в 2-хобм. тр-ре + ВЛ
38
Потери в 3-хобм.
Трансформаторе
39
Потери в 2-х 2-хобм. трансф-рах
40
Потери в 2-хобм. трансф. 2
41
Потери в 2-хобм. трансф. 1
ПОТЕРИ В РЕАКТОРЕ
42
Потери в реакторе 1
43
Потери в реакторе 2
44
Потери в реакторе 3
Pkz – потери активной энергии короткого замыкания
Snom – номинальная мощность
P_T:=Wp_T/T;-- активная мощность (кВт)
Q_T:=Wq_T/T;-- реактивная мощность (кВт)
dP_T:=dPxx+dPkz*(P_T*P_T + Q_T*Q_T)/(Snom_T*Snom_T); -- потери активной
мощности в тр-ре (кВт)
Snom_Т – номинальная мощность
"Потери ВН" := 1.56*(( Wp* Wp)/(Unom* Unom))*Rb*2;
"Потери СН" := 1.56*(( Wp* Wp)/(Unom* Unom))*Rc*2;
"Потери НН" := 1.56*(( Wp* Wp)/(Unom* Unom))*Rh*2;
ResultValue := Pxx *0.5 + 0.001*("Потери ВН" + "Потери СН" + "Потери НН");
Unom – напряжение
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
dWp:=(2*dPxx+(dPkz/2)*(P*P + Q*Q)/(Snom*Snom))*T;
Т – интервал времени
Pхх – потери активной энергии холостого хода
Pkz – потери активной энергии короткого замыкания
Snom – номинальная мощность
ReturnValue := Pxx*0.5+0.000001*Pkz*1.56*((Wp*Wp)/(Snom*Snom))*2;
Wp – значения с измерительного канала
Snom – номинальная мощность
Pkz – потери мощности короткого замыкания
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
dWp:=(dPxx+dPkz*(P*P + Q*Q)/(Snom*Snom))*T;
Т – интервал времени
dPxx – потери активной мощности холостого хода
dPkz - потери активной мощности короткого замыкания
Snom – номинальная мощность
Т – интервал времени
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
Icp := sqrt(P*P+Q*Q)/(sqrt(3)*Unom);
dWp := deltaP*3*(Icp/Inom)*(Icp/Inom)*T;
Icp – средний ток (A)
Inom – номинальный ток (A)
Unom – номинальное напряжение (В)
deltaP – потери активной мощности
T – интервал времени
Icp := sqrt(Wp*Wp+Wq*Wq)/(sqrt(3)*Unom*T);
ReturnValue := deltaP*(Icp/Inom)*(Icp/Inom)*k*T;
Wp,Wq – значения с измерительных каналов
Т – интервал времени
Unom – напряжение (В)
Icp – средний ток
Inom – номинальный ток
P:=Wp/T;-- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;-- реактивная мощность (кВт)
Icp := sqrt(P*P+Q*Q)/(sqrt(3)*Unom*T);
ReturnValue := deltaP*(Icp/Inom)*k*T;
Unom – номинальное напряжение
Т – интервал времени
66
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
45
Потери в реакторе 3.1
46
Потери в реакторе 4
47
Потери в реакторе 5
ОСТАЛЬНЫЕ
48
Квадрат канала с коэф.
49
Константа
50
Линейная зависимость
51
Постоянный коэффициент
52
Потери (корень с коэфф)
Icp – средний ток (A)
Inom – номинальный ток (A)
deltaP – активные потери
dWp := 2*k*R*(Wp*Wp+Wq*Wq)/(Unom*Unom*1000);
R - Фазовое сопротивление одной обмотки реактора Ом
Unom - Номинальное значение напряжения кВ
-- 1/T=1/0.5=2
-- k=1 (при однообмоточном реакторе)
-- k=2 (при двухобмоточном реакторе)
dWp:=(Wp*Wp+Wq*Wq)/(U_L*U_L*T)*(Pp/(Inom*Inom));
L – длина линии
Т – интервал времени
Wp,Wq – значения с измерительных каналов
Inom – номинальный ток
P:=Wp/T;- активная мощность (кВт)
Q:=Wq/T;- реактивная мощность (кВт)
Icp := sqrt(P*P+Q*Q)/(sqrt(3)*Unom);
ReturnValue := deltaP*3*(Icp/Inom);
Unom – напряжение
dW:=Wa**(2)*C
Wa– значение с измерительного канала
C - коэффициент
dW:=const
сonst - коэффициент
ReturnValue := k*x+b/720;
b – сдвиг
k - коэффициент наклона
x - значение с измерительного канала
dW:= Wa*C;
Wa– значение с измерительного канала
C - коэффициент
dW:=a*SQRT((Wa1**(2)+Wp1**(2))*(Wa2**(2)+Wp2**(2)));
a- коэффициент
Wa1, Wp1, Wa2, Wp2 – значения с измерительных каналов
7. Список элементарных функций, используемых для расчета потерь.
Имя
№
Действие
формулы
ПРОСТЕЙШИЕ ФУНКЦИИ
SUM1
1
Сложение
SUM2
SUB1
SUB2
2
Вычитание
SUB3
MULT1
3
Умножение
MULT2
DIV1
DIV2
4
Деление
DIV3
INV1
5
Степень
INV2
Параметры
формулы
[Wa,Wb]
[Wa, C]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[C,Wa]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[Wa,C]
[C,Wa]
[C1,C2]
[Wa,C]
[C1,C2]
Тип параметров
ВР – временной ряд
К – константа
ЛФ – логическая функция
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa – BP, C – K
Wa – BP, C – K
C1 – K, C2 – K
Wa – BP, C – K
C1 – K, C2 – K
Вид формулы
Wa+Wb
Wa+C
Wa-Wb
Wa-C
C-Wa
Wa*Wb
Wa*C
Wa/C
C/Wa
C1/C2
WaС
C1С2
67
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
SQRT1
6
Корень
SQRT2
ТРИГОНОМЕТРИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ
7
Синус
SIN
8
Косинус
COS
9
Тангенс
TAN
ЛОГИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ
EQU1
10 Равенство
EQU2
BOL1
11
Больше
BOL2
MEN1
12 Меньше
MEN2
BEQ1
13 Больше или равно
BEQ2
MEQ1
14 Меньше или равно
MEQ2
NER1
15 Неравенство
NER2
16 Логическое сложение
LOGOR
17 Логическое умножение
LOGAND
USL1
USL2
18 Условие
USL3
19
Статус
[Wa]
[C]
Wa – BP
C–K
√Wa
√С
[C]
[C]
[C]
C–K
C–K
C–K
sinC
cosC
tgC
[Wa,C]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[Wa,Wb]
[Wa,C]
[Wa,Wb]
[WR1,WR2]
[WR1,WR2]
[WR1,Wa,Wb]
[WR1,Wa,C]
[WR1, С1, С2]
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
Wa – BP, C – K
Wa, Wb – BP
WR1, WR2 – ЛФ
WR1, WR2 – ЛФ
WR1 – ЛФ, Wa, Wb – BP
WR1 – ЛФ, Wa – BP, С - К
WR1 – ЛФ, С1,С2 - К
NEKOM1
[Wa]
Wa - ВР
NEKOM2
[Wa]
Wa - ВР
Wa=C
Wa=Wb
Wa>C
Wa>Wb
Wa<C
Wa<Wb
Wa≥C
Wa≥Wb
Wa≤C
Wa≤Wb
Wa≠C
Wa≠Wb
WR1 ИЛИ WR2
WR1 И WR2
ЕСЛИ WR1=1 ТО Wa ИНАЧЕ Wb
ЕСЛИ WR1=1 ТО Wa ИНАЧЕ C
ЕСЛИ WR1=1 ТО C1 ИНАЧЕ C2
Если Wa имеет коммерческий
статус, то на выход формулы
подаётся 1, иначе 0.
Если Wa имеет некоммерческий
статус, то на выход формулы
подаётся 1, иначе 0.
68
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 5.2
ОПИСАНИЕ ФОРМАТА И РЕГЛАМЕНТА ПЕРЕДАЧИ КО
ЭЛЕКТРОННОГО ДОКУМЕНТА «ЗАЯВКА О ПОДГОТОВКЕ БАЗЫ ДАННЫХ КО
ДЛЯ ПРИЕМА АКТА СОГЛАСОВАНИЯ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ САЛЬДО
ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕЧЕНИИ МЕЖДУ ГТП ПОТРЕБЛЕНИЯ
(ВЕЛИЧИНЫ ПРОИЗВЕДЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГТП ГЕНЕРАЦИИ)»
1. Предмет действия
Настоящий Порядок описывает формат и регламент предоставления в КО Участниками оптового
рынка или ФСК электронного документа, содержащего Заявку о подготовке базы данных КО для
приема проекта Алгоритма в электронном виде (далее – Заявка)
2. Общие положения
2.1. Заявка оформляется в виде макета 70070 с целью подготовки ПАК сбора данный КУ к приему
макета 80070 (проект Алгоритма в электронном виде, приложение 5.1 к настоящему Регламенту).
2.2. Заявка должна быть оформлена в строгом соответствии с требованиями настоящего Приложения
и подписана ЭЦП Участника оптового рынка или ФСК, полученной в соответствии с
Соглашением о применении электронно-цифровой подписи в торговой системе оптового рынка (Приложение Д
7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
2.3. В макете 70070 Участник оптового рынка или ФСК должен заявить информацию, относящуюся
только к одному проекту Алгоритма для передачи одного электронного документа 80070.
2.4. Заявка может быть направлена в КО не ранее окончания процедуры кодирования и при условии
наличия акта о согласовании ГТП субъекта ОРЭМ и отнесении их к узлам расчетной модели.
При передаче макета 70070 до момента окончания процедуры кодирования данный файл не
будет принят КО и Участник оптового рынка или ФСК получит ответную квитанцию с
уведомлением об ошибке.
2.5. Номер версии проекта Алгоритма в Заявке должен быть на единицу больше чем номер версии
алгоритма расчета величины учетного показателя с аналогичными кодами ГТП, указанным в
Заявке, находящегося в ПАК сбора данных КУ КО. Если в ПАК сбора данных КУ КО
отсутствует алгоритм расчета величины учетного показателя с кодами ГТП, указанными в Заявке,
то в Заявке указывается номер версии равный 1 (единице).
2.6. Запрещается передавать Заявку о подготовке базы данных КО для приема проекта Алгоритма в
электронном виде, если по алгоритму расчета величины учетного показателя, имеющемуся в
ПАК сбора данных КУ КО, с теми же кодами ГТП не согласован макет 80010 (приложение 5.3 к
настоящему Регламенту). В случае необходимости приостановки работ по данному проекту
Алгоритма необходимо направить письмо на бумажном носителе в КО с просьбой о подготовке
базы данных КО для приема макета 80070 с новой информацией и указать причину, по которой
Расчет (Приложение 5.3 к настоящему Регламенту) по ранее присланному макету 80070 не может
быть подтвержден.
69
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
2.7. При передаче электронного документа используется расширяемый язык разметки (XML) в
соответствии со спецификацией Extensible Markup Language (XML) 1.0.
2.8. При декларации кодировки, являющейся частью декларации XML, используются названия и
псевдонимы русскоязычных наборов символов, зарегистрированных в Internet Assigned Numbers
Authority. Для данного электронного документа используется кодировка “windows-1251”.
3. Регламент передачи
3.1. Передача электронных документов 70070 производится на адрес электронной почты
iasuku_crypto@rosenergo.com.
3.2. Полученная в КО Заявка обрабатывается в ПАК сбора данных КУ, где проводится ее машинный
анализ.
3.3. В случае формирования файла в соответствии с требованиями настоящего приложения
Участнику оптового рынка или ФСК автоматически отправляется ответная квитанция о
правильно сформированном электронном документе с точки зрения машинного анализа (макет
70071). В этом случае Заявка доступна для рассмотрения КО.
3.4. Если макет 70070 сформирован неверно с точки зрения машинного анализа, то в ответной
квитанции Участнику оптового рынка или ФСК направляется список ошибок, обнаруженных
при анализе полученного документа.
3.5. Макет 70071 формируется в виде документа XML, подписывается ЭЦП и отправляется по
электронной почте на адрес Участника оптового рынка или ФСК, с которого был получен макет
70070.
3.6. При отсутствии ответа КО в течение 120 минут после отправки Заявки, Участник оптового рынка
и ФСК должен повторить передачу Заявки в КО. Если с момента повторной передачи Заявки не
получено ответа КО в течение 120 минут, то уполномоченное лицо организации, ответственное
за передачу Заявки, должно связаться с представителем КО, ответственным за прием
информации с целью локализации и устранения проблемы.
3.7. После принятия данных (макет 70070 не содержал структурные и криптографические ошибки) в
ПАК сбора данных КУ на основе макета 70070 КО проводит рассмотрение данной Заявки.
3.8. По результатам рассмотрения Заявки КО Участнику оптового рынка или ФСК отправляется
ответная квитанция (макет 70072) на адрес электронной почты, с которой получен макет 70070.
3.9. Если Заявка была положительно рассмотрена КО (в Заявке указана информация, не содержащая
ошибок и противоречий), Участник оптового рынка или ФСК может передать макет 80070
(проект Алгоритма в электронном виде) в ПАК сбора данных КУ не позднее чем по истечению
30 (тридцати) календарных дней.
3.10. В случае если КО отклонил Заявку, Участник оптового рынка или ФСК для повторной
процедуры должен исправить ошибки, указанные в ответной квитанции, и отправить в КО макет
70070 с исправленными замечаниями. В этом случае процедуры, описанные в настоящем
приложении, выполняются повторно.
4. Описание форматов
Макет 70070
4.1. Имя файла
Имя файла, содержащего электронный документ, должно составляться в формате “<тип
документа>_<ИНН>_<дата>”, где:
1) тип документа – номер, присвоенный КО данному типу документа;
70
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
2) ИНН – ИНН организации, формирующей заявку на получение кодов, длина inn – 10 символов;
3) дата – дата формирования заявки в формате “ГГГГММДДччммсс”, где ГГГГ – год, ММ –
порядковый номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты, сс – секунды. Длина поля <дата> –
14 знаков.
Расширение файла ― xml.
4.2. Описание структуры документа (формат 70070)
4.2.1 Элемент <message> является корневым элементом. Потомками элемента <message> являются
элементы <organization>, <peretok>, <deliverygroup>. В документе допускается наличие только
одного корневого элемента <message>.
4.2.2 Атрибут class корневого элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе
электронного документа. Значение атрибута class должно быть равно 70070.
4.2.3 Атрибут version корневого элемента <message> является обязательным и содержит данные о
версии формата. Данный документ определяет версию документа 1.
4.2.4 Значением атрибута generationtime корневого элемента <message> является дата и время
создания электронного документа. Дата и время создания электронного документа предоставляется в
формате “ГГГГММДДччммссGMT+S”, где: ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день,
чч – час, мм – минуты, сс – секунды, GMT+S – сдвиг времени относительно времени по Гринвичу.
4.2.5 Элемент <organization> является потомком корневого элемента <message>. В документе
допускается наличие только одного элемента <organization>. Элемент <organization> описывает
организацию, сформировавшую заявку на получение кодов. Атрибутами элемента <organization>
являются inn, name.
4.2.6 Атрибут inn элемента <organization> является обязательным и содержит ИНН организации,
сформировавшей заявку.
4.2.7 Атрибут name элемента <organization> является обязательным и содержит название организации,
сформировавшей заявку. Длина названия до 250 символов.
4.2.8 Элемент <peretok> является потомком корневого элемента <message>. В документе допускается
наличие только одного элемента <peretok> или только одного элемента <deliverygroup>. Элемент
<peretok> содержит сведения о сальдо перетоков между двумя группами точек поставки. Атрибутами
элемента <peretok> являются code-from, сode-to, algorithmversion, name, reason. Потомком элемента
<peretok> является элемент <techexpertiza>.

содержимым атрибута name является наименование сечения КУ. Длина наименования до 250
символов. Следует указывать форму предоставления наименования сечения коммерческого
учета следующего вида: V.__{номер версии Алгоритма, совпадает с algorithmversion в настоящем
пункте} Переток ____{Наименование Заявителя (наименование объекта)} – ____{Наименование
Смежника Заявителя} _______ (коды смежных ГТП потребления);
 атрибут code-from содержит код ГТП потребления Заявителя, присвоенный КО;
 атрибут code-to содержит код ГТП потребления смежного Участника оптового рынка или
ФСК, присвоенный КО;
 атрибут algorithmversion содержит номер версии Алгоритма;
 атрибут reason содержит сведения о причине запроса на подготовку базы данных КО для
приема Алгоритма в электронном виде и может принимать следующие значения:
1 – новая ГТП;
2 – изменение схемы измерения/состава ГТП;
3 – актуализация (действующий состав ТП), изменение алгоритма расчета учетного показателя
без изменения состава ТИ и ТП (изменение потерь в ТП, перераспределение ТП, ввод
дополнительных условий и т.д.).
4.2.9 Элемент <deliverygroup> является потомком корневого элемента <message>. В документе
допускается наличие только одного элемента <deliverygroup> или только одного элемента <peretok>.
Элемент <deliverygroup> содержит сведения о группе точек поставки генерации. Атрибутами
элемента <deliverygroup> являются code, algorithmversion, name. Потомком элемента <deliverygroup>
является элемент <techexpertiza>.
71
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности

содержимым атрибута name является наименование данной ГТП генерации. Длина
наименования до 250 символов. Следует указывать форму предоставления наименования
ГТП генерации следующего вида: V.__{номер версии Алгоритма, совпадает с algorithmversion в
настоящем пункте} Генерация _____{Наименование Заявителя (наименование станции)} ______(код
ГТП генерации);
 атрибут code содержит уникальный код ГТП генерации, присвоенный КО;
 атрибут algorithmversion содержит номер версии алгоритма;
 атрибут reason содержит сведения о причине запроса на подготовку базы данных КО для
приема Алгоритма в электронном виде и может принимать следующие значения:
1 – новая ГТП;
2 – изменение схемы измерения/состава ГТП;
3 – актуализация (действующий состав ТП), изменение алгоритма расчета учетного показателя
без изменения состава ТИ и ТП (изменение потерь в ТП, перераспределение ТП, ввод
дополнительных условий и т.д.).
4.2.10. При необходимости после элемента <reason> может быть размещен элемент-комментарий.
Комментарии размещаются внутри специального тега, начинающегося с символов <!-- и
заканчивающегося символами -->. Два знака дефис (--) внутри комментария присутствовать не
могут.
4.2.11. Элемент <techexpertiza> содержит ссылку на номер и дату согласования Заключения
технической экспертизы КО (далее – ТЭ) или ПСИ. В документе допускается наличие только одного
элемента <techexpertiza>. Атрибутами элемента <techexpertiza> являются number, date.


содержимым атрибута number является номер ТЭ или ПСИ, присвоенный КО. При этом
указывается номер и дата того документа, который подтверждает состав ТП в проекте
Алгоритма. В начале номера указывается сокращенное наименование документа (ТЭ, ПСИ) и
далее следует номер документа без пробела;
атрибут date содержит дату регистрации соответствующего документа в формате
“ГГГГММДДччммсс”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день.
Макет 70071
4.3 Описание структуры
4.3.1.
Корневым элементом электронного документа является <message>. В документе
допускается наличие только одного элемента <message>. Потомками элемента
<message> являются элементы <file>, <reply>.
4.3.2.
Атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе
документа. Значение атрибута class должно быть равно 70071.
4.3.3.
Атрибут version элемента <message> является обязательным и содержит данные о
версии документа. Текущее значение версии равно 2.
4.3.4.
Атрибут id элемента <message> является необязательным и содержит уникальный
цифровой код квитанции.
4.3.5.
Атрибут datetime элемента <message> является необязательным и содержит дату
создания ответной квитанции в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ – год, ММ – месяц,
ДД – день, чч – часы в 24-часовом формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.3.6.
Элемент <file> является потомком корневого элемента <message> и содержит
информацию о вложенном в электронное сообщение файле XML. В документе
допускается наличие только одного элемента <file>. Потомками элемента <file>
являются элементы <fromaddr>, <name>, <sender>, <day>, <id>, <received>.
72
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
4.3.7.
Элемент <fromaddr> является необязательным потомком элемента <file> и содержит
адрес электронной почты, с которой пришло письмо, содержащее входящий макет
70070, и на который была сформирована данная ответная квитанция.
4.3.8.
Элемент <name> является обязательным потомком элемента <file> и содержит
название макета 70070, на который была сформирована данная ответная квитанция.
4.3.9.
Элемент <sender> является необязательным потомком элемента <file> и содержит
ИНН организации –поставщика информации, которая сформировала входящий
файл.
4.3.10. Элемент <day> является необязательным потомком элемента <file> и содержит сутки,
на которые был сформирован входящий файл в формате ГГГГММДД, где ГГГГ – год,
ММ – месяц, ДД – день.
4.3.11. Элемент <id> является обязательным потомком элемента <file> и содержит код
входящего XML-файла в ПАК сбора данных КУ.
4.3.12. Элемент <received> является обязательным потомком элемента <file> и содержит дату
получения входящего файла системой ПАК сбора данных КУ в виде
ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ – год, ММ – месяц, ДД – день, чч – часы в 24-часовом
формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.3.13. Элемент <reply> является обязательным потомком корневого элемента <message> и
содержит информацию по ошибкам файла и статусу его обработки. В документе
допускается наличие только одного элемента <reply>. Потомками элемента <reply>
являются элементы <error> и <comment>.
4.3.14. Атрибут filestatus элемента <reply> является необязательным и содержит цифровой
код статуса обработки файла. Может принимать следующие значения: 0 ― ошибок
при обработке не обнаружено, данные приняты; 3 ― файл содержал ошибки, весь
файл либо некоторые данные не были приняты.
4.3.15. Атрибут desc элемента <reply> является необязательным и содержит короткое
текстовое описание кода статуса обработки из атрибута filestatus.
4.3.16. Элемент <error> является необязательным потомком элемента <reply> и содержит
текст ошибки, найденной во входящем файле.
4.3.17. Атрибут type элемента <error> является необязательным и содержит цифровой код
типа ошибки.
4.3.18. Атрибут subtype элемента <error> является необязательным и содержит цифровой код
подтипа ошибки.
Макет 70072
4.4 описание структуры
4.4.1. Корневым элементом электронного документа является <message>. В документе
допускается наличие только одного элемента <message>. Потомками элемента
<message> являются элементы <file>, <reply>.
4.4.2.
Атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе
документа. Значение атрибута class должно быть равно 70072.
4.4.3.
Атрибут version элемента <message> является обязательным и содержит данные о
версии документа. Текущее значение версии равно 2.
73
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
4.4.4.
Атрибут id элемента <message> является необязательным и содержит уникальный
цифровой код квитанции.
4.4.5.
Атрибут datetime элемента <message> является необязательным и содержит дату
создания ответной квитанции в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ – год, ММ – месяц,
ДД – день, чч – часы в 24-часовом формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.4.6.
Элемент <file> является потомком корневого элемента <message> и содержит
информацию о вложенном в электронное сообщение файле XML. В документе
допускается наличие только одного элемента <file>. Потомками элемента <file>
являются элементы <fromaddr>, <name>, <sender>, <day>, <id>, <received>.
4.4.7.
Элемент <fromaddr> является необязательным потомком элемента <file> и содержит
адрес электронной почты, с которой пришло письмо, содержащее входящий макет
70070, и на который была сформирована данная ответная квитанция.
4.4.8.
Элемент <name> является обязательным потомком элемента <file> и содержит
название макета 70070, на который была сформирована данная ответная квитанция.
4.4.9.
Элемент <sender> является необязательным потомком элемента <file> и содержит
ИНН организации - поставщика информации, которая сформировала входящий
файл.
4.4.10. Элемент <day> является необязательным потомком элемента <file> и содержит сутки,
на которые был сформирован входящий файл в формате ГГГГММДД, где ГГГГ – год,
ММ – месяц, ДД – день.
4.4.11. Элемент <id> является обязательным потомком элемента <file> и содержит код
входящего XML-файла в ПАК сбора данных КУ.
4.4.12. Элемент <received> является обязательным потомком элемента <file> и содержит дату
получения входящего файла системой ПАК сбора данных КУ в виде
ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ – год, ММ – месяц, ДД – день, чч – часы в 24-часовом
формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.4.13. Элемент <reply> является обязательным потомком корневого элемента <message> и
содержит информацию по ошибкам файла и статусу его обработки. В документе
допускается наличие только одного элемента <reply>. Потомком элемента <reply>
является элемент <comment>.
4.4.14. Атрибут desc элемента <reply> содержит данные о результатах рассмотрения Заявки:
«Заявка принята» или «Заявка отклонена».
Элемент <comment> является необязательным в случае положительного результата рассмотрения
Заявки, либо содержит дополнительную информацию о причинах отрицательного результата
рассмотрения Заявки.
5. Примеры макета 70070
5.1 Пример макета документа 70070 для Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо
перетоков электроэнергии в сечении между ГТП потребления:
<?xml version="1.0" encoding="windows-1251" standalone="no"?>
<message class="70070" version="1" generationtime="20101014093344GMT+03">
<organization inn="1234567890" name="Некоторая организация">
</organization>
74
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<peretok code-from="PNEKGRES" code-to="PNEKITES" name=" V.1 Переток ОАО
«Наименование Заявителя» - ООО «Наименование Смежника Заявителя» (PXXXXXXX-PYYYYYYY)"
algorithmversion="1" reason="3">
<!--Текст, который дополнительно поясняет причину, по которой необходимо предоставить проект
Алгоритма в КО. Заполнять не обязательно -->
<techexpertiza number="ПСИ1-2787/10" date="20100806">
</techexpertiza>
</peretok>
</message>
5.2 Пример электронного входного документа 70070 для Акта согласования алгоритма расчета
величины произведенной электроэнергии в ГТП генерации
<?xml version="1.0" encoding="windows-1251" standalone="no"?>
<message class="70070" version="1" generationtime="20101014093350GMT+03">
<organization inn="1234567890" name="Некоторая организация">
</organization>
<deliverygroup code="GNEKGRES" name=" V.4 Генерация ОАО «Наименование Заявителя» (ТЭЦ1)
(GXXXXXXX)" algorithmversion="4" reason="2">
<!--Текст, который дополнительно поясняет причину, по которой необходимо предоставить проект
Алгоритма в КО. Заполнять не обязательно -->
<techexpertiza number="ТЭ2770-10" date="20100912">
</techexpertiza>
</deliverygroup >
</message>
75
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 5.3
ОПИСАНИЕ ФОРМАТА И РЕГЛАМЕНТА СОГЛАСОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОННОГО ДОКУМЕНТА «АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ ПОДТВЕРЖДЕНИЕ
РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ ВЕЛИЧИНЫ УЧЕТНОГО ПОКАЗАТЕЛЯ»
1. Предмет действия
Настоящее Приложение описывает формат и регламент согласования КО, Участниками оптового
рынка или ФСК электронного документа, содержащего результаты расчета величины учетного
показателя (далее – Расчет).
2. Общие положения
2.1. Расчет оформляется КО в строгом соответствии с требованиями настоящего Приложения, а
также Требованиями к проведению испытаний для определения соответствия автоматизированных
информационно-измерительных систем коммерческого учета техническим требованиям оптового рынка
электрической энергии (мощности) и присвоения коэффициентов класса АИИС (Приложение № 11.5
к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и подписывается
ЭЦП КО.
2.2. Расчет оформляется в виде макета 80010 с целью согласования и подтверждения Участником
оптового рынка или ФСК, что результаты расчета величины учетного показателя за указанный в
документе период рассчитаны верно и являются достоверной информацией, полученной на
основе проекта Алгоритма и макетов 80020 и(или) 80040, переданных Участником оптового
рынка или ФСК в КО.
2.3. Расчет направляется Участнику оптового рынка или ФСК не ранее получения положительной
технической экспертизы на проект Алгоритма, переданного в КО в виде макета 80070.
2.4. Участник оптового рынка или ФСК в срок не более 10 (десяти) рабочих дней с даты получения
макета 80010 должен подтвердить правильность Расчета путем направления в КО.
2.5. При передаче электронного документа используется расширяемый язык разметки (XML) в
соответствии со спецификацией Extensible Markup Language (XML) 1.0.
2.6. При декларации кодировки, являющейся частью декларации XML, используются названия и
псевдонимы русскоязычных наборов символов, зарегистрированных в Internet Assigned Numbers
Authority. Для данного электронного документа используется кодировка “windows-1251”.
3. Регламент согласования
76
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
3.1. Передача макета 80010 производится КО на адрес электронной почты Участника оптового рынка
или ФСК, с которой ранее был получен макет 80070 от Участника оптового рынка или ФСК и на
основе которого производился данный Расчет.
3.2. Макет 80010 формируется в виде документа XML, подписывается ЭЦП КО.
3.3. Участник оптового рынка или ФСК, получив Расчет от КО, должен проверить правильность,
содержащейся в нем информации.
3.4. Если Участник оптового рынка или ФСК согласен с информацией, имеющейся в Расчете, то
Участник оптового рынка или ФСК подтверждает Расчет, подписанный ЭЦП КО, путем
подписания собственной ЭЦП. Далее Расчет, подписанный ЭЦП КО и ЭЦП Участника
оптового рынка или ФСК, передается в КО.
3.5. Передача макета 80010 в
iasuku_crypto@rosenergo.com.
КО
производится
на
адрес
электронной
почты
3.6. В случае получения КО макета 80010, ранее направленного Участнику оптового рынка или ФСК
и подписанного им в соответствии с требованиями настоящего Приложения, Участнику оптового
рынка или ФСК автоматически отправляется ответная квитанция (макет 80011).
3.7. Если ответная квитанция содержит информацию о том, что Расчет не принят КО, то Участник
оптового рынка или ФСК должен связаться с представителем КО, ответственным за прием
информации.
3.8. При отсутствии ответа КО в течение 120 минут после отправки Расчета, Участник оптового
рынка или ФСК должен повторить передачу подтвержденного Расчета в КО. Если с момента
повторной передачи Расчета не получено ответа КО в течение 120 минут, то уполномоченное
лицо организации, ответственное за передачу Расчета, должно связаться с представителем КО,
ответственным за прием информации с целью локализации и устранения проблемы.
3.9. Если Участник оптового рынка и ФСК не согласен с информацией, имеющейся в Расчете, то
Участник оптового рынка и ФСК для продолжения процедур по данному проекту Алгоритма
необходимо отправить письмо на бумажном носителе в КО с просьбой о подготовке базы
данных КО для приема макета 80070 с новой информацией и указать причину, по которой
Расчет по ранее присланному макету 80070 не может быть подтвержден.
4. Описание формата
4.1. Имя файла (макет 80010)
Имя файла, содержащего электронный документ, должно составляться в формате “<тип
документа>_<ИНН>_<дата>”, где:
тип документа – номер, присвоенный КО данному типу документа (80010).
ИНН – ИНН организации предоставляющей информацию, длина inn – 10 символов;
дата – операционный период, за который предоставляется информация, в формате “ГГГГММДД”,
где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день. Длина поля <дата> - 8 знаков.
Расширение файла ― xml.
4.2. Описание структуры документа (80010)
4.2.1 Элемент <message> является корневым элементом. Потомками элемента <message> являются
элементы <datetime>, <sender>, <peretok>, <generation>, <consumption>. В документе допускается
наличие только одного корневого элемента <message>.
4.2.2 Атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе
электронного документа. Значение атрибута class должно быть равно 80010.
4.2.3 Атрибут version корневого элемента <message> является обязательным и содержит данные о
версии формата. Данный документ определяет версию документа 1.
77
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
4.2.4 Атрибут generationtime корневого элемента <message> является обязательным и содержит
данные времени создания документа в формате “ГГГГММДДччммсс”, где: ГГГГ – год, ММ –
порядковый номер месяца, ДД – день, чч – час, мм – минуты, сс – секунды.
4.2.5 Атрибуты report_from_date, report_to_date являются обязательными и содержат данные о
временных границах, для которых был сформирован файл. Атрибуты имеют следующий формат:
“ГГГГММДД”, где ГГГГ – год, ММ – порядковый номер месяца, ДД – день.
4.2.6 Элемент <organization> является потомком корневого элемента <message>. В документе
допускается наличие только одного элемента <organization>. Элемент <organization> описывает
организацию, предоставляющую информацию. Атрибутами элемента <organization> являются inn,
name, kpokod.
4.2.7 Атрибут inn является обязательным и содержит ИНН организации, предоставляющей
информацию.
4.2.8 Атрибут name содержит название организации, предоставляющей информацию. Длина
названия до 250 символов.
4.2.9 Атрибут kpokod содержит КПО код организации, предоставляющей информацию. Не является
обязательным.
4.2.10 Элемент <peretok> содержит сведения о значениях сальдо перетоков между двумя группами
точек поставки. Атрибутами элемента <peretok> являются from-code, to-code, name, algorithmversion,
power, coefficient. Потомками элемента <peretok> являются элементы <deliverypoint>, <values>.

содержимым атрибута name является наименование данного сечения. Длина наименования до
250 символов.
 атрибут from-code содержит код ГТП, присвоенный КО группе точек поставки организации,
предоставляющей информацию.
 атрибут to-code содержит код ГТП, присвоенный КО группе точек поставки смежному
Участнику ОРЭМ.
 атрибут algorithmversion содержит номер версии алгоритма, по которой был произведен
расчет данных. Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
 атрибут power содержит итоговую величину энергии по данным макета 80020.
 атрибут coefficient указывает на значение коэффициента, на который умножается значение
атрибута power для получения итогового значения.
4.2.11 Элемент <generation> содержит сведения о значении величины собственной генерации.
Атрибутами элемента <generation> являются code, name, coefficient и algorithmversion, power,
coefficient. Потомками элемента <generation> являются элементы <deliverypoint>, <values>, с
аналогичными для элемента <peretok> значениями.

содержимым атрибута name является наименование данного сечения. Длина наименования до
250 символов;
 атрибут code содержит код ГТП генерации, присвоенный КО группе точек поставки;
 атрибут algorithmversion содержит номер версии алгоритма, по которой был произведен
расчет данных. Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1;
 атрибут power содержит итоговую величину энергии по данным макета 80020;
 атрибут coefficient указывает на значение коэффициента, на который умножается значение
атрибута power для получения итогового значения.
4.2.12 Элемент <deliverypoint> содержит сведения о точке поставки и значениях в ней. Атрибутами
элемента <deliverypoint> являются aiiscode, code, name и algorithmversion. Потомками элемента
<deliverypoint> являются элементы <send>, <receive>.




атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО.
содержимым атрибута name является наименование данной точки поставки. Длина
наименования до 250 символов.
атрибут code содержит уникальный код, присвоенный КО точке поставки.
атрибут algorithmversion содержит номер версии алгоритма, по которому был произведен
расчет данных. Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
78
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
4.2.13 Элементы <send>, <receive> содержат сведения о значениях активной отдачи, активного
приема с учетом соответствующих потерь. Элементы <send> и <receive> содержат атрибуты power и
coefficient.

атрибут coefficient указывает на значение коэффициента, с которым суммируются значения
атрибута power для учетного показателя (генерация, переток).
 атрибут power указывает на значение энергии в точке поставке с учетом потерь.
4.2.15 Дочерними элементами <send>, <receive> являются элементы <measuringchannel>,
содержащие данные о каналах, на основании которых производился расчет значений в точке
поставки, <losses>, содержащие данные о величине потерь. Атрибутами элемента <measuringchannel>
являются <name>, <coefficient>, <aiiscode>, <code>, <mpcode>, <power>.


атрибут aiiscode содержит код АИИС, присвоенный КО.
содержимым атрибута name является наименование данной точки поставки. Длина
наименования до 250 символов.
 атрибут mpcode содержит уникальный код, присвоенный КО точке измерения.
 атрибут code указывает на код канала точки измерения.
 атрибут coefficient указывает на значение коэффициента, с которым суммируются значения
атрибута power в точке поставки.
 атрибут power указывает на значение энергии в точке измерения.
 атрибут algorithmversion содержит номер версии алгоритма, по которому был произведен
расчет данных. Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
4.2.16 Атрибутами элемента <losses> являются coefficient, power. Атрибут coefficient указывает на
значение коэффициента, с которым суммируются значения атрибута power в точке поставки.
4.2.17 Элемент <consumption> содержит сведения о расчете величины собственного потребления (по
каждой ГТПП). Атрибутами элемента <consumption> являются code, name и algorithmversion, power.
Потомками элемента <consumption> являются элементы <peretok>, <generation>, <values>.

содержимым атрибута name является наименование ГТП потребления. Длина наименования
до 250 символов.
 атрибут code содержит код ГТП потребления, присвоенный КО группе точек поставки.
 атрибут algorithmversion содержит номер версии алгоритма, по которой был произведен
расчет данных. Отсутствие атрибута algorithmversion эквивалентно записи algorithmversion=1.
 атрибут power содержит итоговую величину энергии по данным макета 80020.
4.2.18 Дочерние элементы <peretok>, <generation> содержат атрибуты algorithmversion, code. Атрибут
algorithmversion необходим для однозначной ссылки на элемент <peretok>, <generation> . Атрибут
code в случае с <peretok> указывает на ГТП смежного Участника, а в случае с <generation> на код
собственной ГТП.
4.2.19 Элемент <values> является дочерним для <peretok>, <generation>, <consumption> и содержит
элементы <period>.
4.2.20 Элемент <period> содержит атрибуты start, end, указывающие на начало и окончание часа, за
который предоставляются данные, а также атрибуты iasuku-value, value51070 содержащие значения
данных по макету 80020 и 51070 соответственно, атрибуты difference, percent_difference с данными об
абсолютных (в кВт*ч) и относительных расхождениях (%).
4.3 Описание формата ответной квитанции (макет 80011).
4.3.1. Корневым элементом электронного документа является <message>. В документе допускается
наличие только одного элемента <message>. Потомками элемента <message> являются элементы
<file>, <reply>.
4.3.2. Атрибут class элемента <message> является обязательным и содержит данные о типе документа.
Значение атрибута class должно быть равно 80011.
4.3.3. Атрибут version элемента <message> является обязательным и содержит данные о версии
документа. Текущее значение версии равно 2.
79
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
4.3.4. Атрибут id элемента <message> является необязательным и содержит уникальный цифровой
код сообщения.
4.3.5. Атрибут datetime элемента <message> является необязательным и содержит дату создания
ответного сообщения в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ – год, ММ – месяц, ДД – день, чч – часы в
24-часовом формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.3.6. Элемент <file> является потомком корневого элемента <message> и содержит информацию о
вложенном в электронное сообщение файле XML. В документе допускается наличие только одного
элемента <file>. Потомками элемента <file> являются элементы <fromaddr>, <name>, <sender>,
<day>, <id>, <received>.
4.3.7. Элемент <fromaddr> является необязательным потомком элемента <file> и содержит адрес
электронной почты, с которой пришло письмо, содержащее входящий файл макета 80010, и на
который было сформировано данное ответное сообщение.
4.3.8. Элемент <name> является обязательным потомком элемента <file> и содержит название
документа XML макета 80010, на который было сформировано данное ответное сообщение.
4.3.9. Элемент <sender> является необязательным потомком элемента <file> и содержит ИНН
организации - поставщика информации, которая сформировала входящий файл.
4.3.10. Элемент <day> является необязательным потомком элемента <file> и содержит сутки, на
которые был сформирован входящий файл в формате ГГГГММДД, где ГГГГ – год, ММ – месяц, ДД
– день.
4.3.11. Элемент <id> является обязательным потомком элемента <file> и содержит код входящего
XML-файла в ПАК сбора данных КУ.
4.3.12. Элемент <received> является обязательным потомком элемента <file> и содержит дату
получения входящего файла системой ПАК сбора данных КУ в виде ГГГГММДДччммсс, где ГГГГ –
год, ММ – месяц, ДД – день, чч – часы в 24-часовом формате, мм – минуты, сс – секунды.
4.3.13. Элемент <reply> является обязательным потомком корневого элемента <message> и содержит
информацию по ошибкам файла и статусу его обработки. В документе допускается наличие только
одного элемента <reply>. Потомками элемента <reply> являются элементы <error>.
4.3.14. Атрибут filestatus элемента <reply> является необязательным и содержит цифровой код статуса
обработки файла. Может принимать следующие значения: 0 ― ошибок при обработке не
обнаружено, данные приняты; 3 ― файл содержал ошибки, весь файл либо некоторые данные не
были приняты.
4.3.15. Атрибут desc элемента <reply> является необязательным и содержит короткое текстовое
описание кода статуса обработки из атрибута filestatus.
4.3.16. Элемент <error> является необязательным потомком элемента <reply> и содержит текст
ошибки, найденной во входящем файле.
4.3.17. Атрибут type элемента <error> является необязательным и содержит цифровой код типа
ошибки.
4.3.18. Атрибут subtype элемента <error> является необязательным и содержит цифровой код подтипа
ошибки.
5. Пример электронного документа 80010
<?xml version="1.0" encoding="Windows-1251"?>
80
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<message version="1" class="80010" generationtime=”20110202134943GMT+03”
report_from_date="20101201" report_to_date ="20101231">
<organization name=” Название компании” inn=”2320109650” kpokod=”123456”/>
<peretok to-code ="PXXXXXXX" from-code ="PYYYYYYY" name="Переток
PXXXXXXX-PYYYYYYY" algorithmversion="1" power="123545" coefficient="1">
<deliverypoint name="ТП 1" code="123456789012345" algorithmversion="1"
aiiscode="1200000400">
<send>
<measuringchannel name="ТИ 1" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="01" mpcode="123456789012345" power="44000"/>
<measuringchannel name="ТИ 2" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="01" mpcode="123456789012346" power="30000" />
<losses coefficient="1" power="1546"/>
</send>
<receive>
<measuringchannel name="ТИ 1" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="02" mpcode="123456789012345" power="44000"/>
<measuringchannel name="ТИ 2" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="02" mpcode="123456789012346" power="30000" />
<losses coefficient="-1" power="3544"/>
</receive>
</deliverypoint>
<values>
<period start="0000" end="0100" iasuku-value = “0” value51070=”0”
difference="" percent_difference=""/>
<period start="0100" end="0200" iasuku-value = “0” value51070=”0”
difference="" percent_difference=""/>
<!-- пропущено -->
</values>
</peretok>
<generation code="GXXXXXXX" name="Генерация GXXXXXXX"
algorithmversion="1" power="6564878" coefficient="1">
<deliverypoint name="ТП 1" code="123456789012345" algorithmversion="1"
aiiscode="1200000400">
<send coefficient="1" power="75546">
<measuringchannel name="ТИ 1" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="01" mpcode="123456789012345" power="44000"/>
<measuringchannel name="ТИ 2" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="01" mpcode="123456789012346" power="30000" />
< losses coefficient="1" power="1546"/>
</send>
<receive coefficient="1" power="77544">
<measuringchannel name="ТИ 1" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="02" mpcode="123456789012345" power="44000"/>
<measuringchannel name="ТИ 2" coefficient="1"
aiiscode="1200000400" code="02" mpcode="123456789012346" power="30000" />
< losses coefficient="-1" power="3544"/>
</receive>
</deliverypoint>
<values>
<period start="0000" end="0100" iasuku-value = “0” value51070=”0”
difference="" percent_difference=""/>
<period start="0100" end="0200" iasuku-value = “0” value51070=”0”
difference="" percent_difference="" />
<!-- пропущено -->
</values>
</generation>
81
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
<consumption code="PXXXXXXX" name="ГТП Потребления" algorithmversion="1"
power="6688423" >
<peretok algorithmversion="1" code="PYYYYYYY"/>
<generation algorithmversion="1" code="GXXXXXXX"/>
<values>
<period start="0000" end="0100" iasuku-value = “0” value51070=”0”
difference="" percent_difference=""/>
<period start="0100" end="0200" iasuku-value = “0” value51070=”0”
difference="" percent_difference=""/>
<!-- пропущено -->
</values>
</consumption>
</message>
82
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 6
Методика расчета усредненных почасовых графиков потребления электроэнергии в ГТП
Участников оптового рынка на основании фактических данных коммерческого учета
1. Общая часть
Настоящая Методика предназначена для расчета усредненных почасовых графиков потребления
электроэнергии в группах точек поставки потребления Участников оптового рынка электроэнергии и
мощности на основании фактических данных коммерческого учета (далее – УПГП), используемых в
целях определения прогнозной величины потребления электрической энергии в отношении каждой
ГТП потребления, соответствующей прогнозному диспетчерскому графику.
2. Методика расчета усредненных почасовых графиков потребления в ГТП Участников
оптового рынка
2.1 Расчеты усредненных почасовых графиков потребления электроэнергии в ГТП Участников ОРЭ
проводятся после утверждения КО субъектного состава на следующий календарный месяц на
основании фактических почасовых величин потребления электрической энергии в каждой ГТП
потребления, полученных КО в соответствии с требованиями настоящего регламента, а также
Приложений 11.1.1 и 11.5 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) в предыдущий отчетный месяц (далее – базовый отчетный период).
2.2 Усредненные почасовые графики определяются для каждой ГТП потребления для следующих
характерных дней:
1.понедельник — усредненный почасовой график первого типа (УПГП 1);
2.нормальные рабочие дни (вторник, среда, четверг) - усредненный почасовой график второго
типа (УПГП 2);
3.пятница и предпраздничные дни – усредненный почасовой график третьего типа (УПГП 3);
4.суббота – усредненный почасовой график четвертого типа (УПГП 4);
5.воскресенье и праздничные дни – усредненный почасовой график пятого типа (УПГП 5).
2.3 Для определения УПГП в ГТП потребления для характерных дней суммируются объемы
потребления за каждый часовой интервал времени всех дней, относящихся к соответствующему типу,
а полученная величина делится на количество дней предыдущего отчетного месяца.
При расчете УПГП в ГТП Участника оптового рынка исключаются часы, в которые
величина потребления электроэнергии менее нижнего предела отклонения от среднемесячной
величины потребления, в базовом периоде, рассчитываемой на основании всех значений
потребления в ГТП за соответствующий месяц, в соответствии с формулой:
1 ∑ 𝑊
ℎ ℎ
𝑊𝑖нп =
,
3
𝑇
нп
где 𝑊𝑖
– нижний предел отклонения от среднемесячной величины потребления
электроэнергии в ГТП потребления i-го Участника оптового рынка в базовом отчетном
периоде, определенная по фактическим данным коммерческого учета электроэнергии в
базовом периоде;
– суммарная величина почасовых объемов потребления электроэнергии в ГТП
потребления i-го Участника оптового рынка, определенная по фактическим данным
коммерческого учета электроэнергии в базовом отчетном периоде за каждый h-й интервал
времени;
T – количество часов (интервалов времени) в базовом отчетном периоде.
2.4 Расчет часовых усредненных значений потребления электроэнергии для каждого базового
периода для проводится по формуле:
УПДГ𝑚
𝑊𝑘,ℎ
𝑚
= ∑𝐾
𝑘=1 𝑊𝑘 ,ℎ /𝐾,
где К – количество дней недели, по которым рассчитывается график характерного дня;
83
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
УПДГ𝑚
𝑊𝑘,ℎ
– часовое усредненное значение потребления электроэнергии за характерный k-й
день в h-й часовой интервал;
∑𝐾𝑘=1 𝑊𝑚
𝑘,ℎ - сумма величин потребления в h-й час каждого j-го дня, соответствующего m-й
совокупности характерных дней в базовом отчетном периоде;
m – номер усредненного почасового графика (совокупности характерных дней) для которого
производится расчет; параметр m может принимать значение от 1 до 5.
При этом расчет принимаются только те часовые значения потребления в ГТП Участника
оптового рынка, которые удовлетворяют условию:
ср
𝑚
𝑊𝑘,ℎ
≥ 𝑊𝑖 .
3. Порядок формирования исходных фактических данных коммерческого учета базового периода для
расчета УПГП и определения абсолютной минимальной и максимальной величины потребления
электроэнергии за период (m-13) – (m-2), где m – календарный месяц, для которого производятся
расчеты, при условии, что указанный период включает ретроспективные данные КУ не ранее января
2009 г. включительно.
Формирование исходных фактических данных коммерческого учета базового периода для расчета
УПГП для ГТП Участников оптового рынка и определение абсолютной минимальной и
максимальной величины потребления электроэнергии проводится после утверждения КО
субъектного состава на следующий календарный месяц.
3.1. В случае если Заявитель приобрел, в том числе в порядке правопреемства, энергопринимающие
устройства, ранее принадлежавшие Участнику оптового рынка и отнесенные к отдельной группе
точек поставки, и (или) право покупки электрической энергии и мощности в отношении таких
энергопринимающих устройств, в качестве исходных данных коммерческого учета для расчета УПГП
и определения абсолютной минимальной и максимальной величины потребления электроэнергии
для таких ГТП на следующий календарный месяц используются фактические величины
потребленной электроэнергии, принятые КО для проведения финансовых расчетов того Участника
оптового рынка, за которым была зарегистрирована ГТП в базовом периоде.
3.2. В случае допуска к торговой системе оптового рынка в следующем календарном месяце новых
ГТП потребления (ГТП Y) Участника оптового рынка (далее – новая ГТП), образованных точками
поставки, ранее входящими в состав другой ГТП (ГТП X), зарегистрированной в торговой системе
оптового рынка на момент проведения расчетов (далее – действующая ГТП), часовые величины
электроэнергии в действующей ГТП потребления корректируются на величину почасовых объемов в
ГТП потребления, выходящих на оптовый рынок из состава действующей ГТП:
отчет
УП АИИС
𝑘
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ - ∑𝑘=1 𝑊ГТП 𝑌 𝑗,ℎ ,
где
– скорректированная величина потребления электрической энергии в
действующей ГТП (ГТП Х) потребления в h-й часовой j-го дня базового периода на величину
фактического часового потребления новой ГТП (ГТП Y) Участника оптового рынка;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – величина потребления электрической энергии в действующей ГТП
потребления Участника оптового рынка в h-й часовой интервал j-го дня базового периода,
принятая КО для проведения финансовых расчетов и сформированная в соответствии с
требованиями настоящего Регламента;
УП АИИС
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – фактическая величина потребления электрической энергии в новых ГТП
(ГТП Y) потребления, в h-й часовой интервал j-го дня базового периода по данным,
полученным с использованием АИИС, имеющих действующий Акт о соответствии АИИС
независимо от класса, и представляемым Участниками ОРЭМ в ежедневном режиме в
соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового
рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка) «Формат и Регламент предоставления результатов измерений в КО,
ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (далее – Приложением № 11.1.1) в адрес КО;
Y – новая ГТП потребления Участника оптового рынка;
Х – действующая ГТП потребления Участника оптового рынка;
k – количество новых ГТП потребления, получивших допуск к торговой системе.
84
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
В случае допуска к торговой системе оптового рынка в следующем календарном месяце новой ГТП
(ГТП Y) генерации Участника оптового рынка, образованной точками поставки, ранее входившими в
состав другой ГТП (ГТП X), зарегистрированной в торговой системе оптового рынка на момент
проведения расчетов, часовые величины электроэнергии в действующей ГТП потребления
корректируются на величину почасовых объемов в ГТП генерации, выходящей на оптовый рынок из
состава действующей ГТП:
где
УП АИИС
отчет
k
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ + ∑k=1 WГТП Y j,h ,
– скорректированная величина потребления электрической энергии в действующей
ГТП (ГТП Х) потребления в h-й часовой j-го дня базового периода на величину фактического
часового потребления новой ГТП (ГТП Y) Участника оптового рынка;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – величина потребления электрической энергии в действующей ГТП потребления
Участника оптового рынка в h-й часовой интервал j-го дня базового периода, принятая КО для
проведения финансовых расчетов и сформированная в соответствии с требованиями настоящего
Регламента;
УП АИИС
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – фактическая величина выработки электрической энергии в новой ГТП (ГТП Y)
генерации, в h-й часовой интервал j-го дня базового периода по данным, представляемым
Участниками ОРЭМ в ежедневном режиме в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о
порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение
№ 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) «Формат и Регламент предоставления
результатов измерений в КО, ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (далее – Приложением 11.1.1) в
адрес КО;
Y – новая ГТП генерации Участника оптового рынка;
Х – действующая ГТП потребления Участника оптового рынка;
k – количество новых ГТП генерации, получивших допуск к торговой системе.
3.3. В случае допуска к торговой системе оптового рынка в следующем календарном месяце двух
смежных ГТП потребления Участников оптового рынка по измененному составу точек поставки:
3.3.1. Для расчета УПГП одной из смежных ГТП (ГТП Y) принимаются данные коммерческого учета,
переданные в соответствии с Приложением 11.1.1 в адрес КО от АИИС, имеющей действующий
Акт о соответствии АИИС независимо от класса и принадлежащей Участнику оптового рынка, за
которым зарегистрирована указанная ГТП при условии, что эта АИИС принята смежными
Участниками оптового рынка в качестве основной измерительной системы в соответствии с
действующим на месяц проведения расчетов Перечнем средств измерений для целей коммерческого
учета.
3.3.2. Для расчета УПГП второй смежной ГТП (ГТП – Х) принимаются данные, принятые КО для
проведения финансовых расчетов и сформированные в соответствии с требованиями настоящего
Регламента. При этом фактическая отчетная часовая величина потребления в такой ГТП
корректируется на разницу между часовыми величинами потребления в первой ГТП потребления,
имеющей АИИС, до изменения состава точек поставки и часовыми величинами потребления после
изменения состава точек поставки:
УП АИИС
отчет
отчет
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ + ( 𝑊ГТП 𝑌 𝑗,ℎ - 𝑊ГТП 𝑌 ′ 𝑗,ℎ ) ,
где 𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ – скорректированная часовая величина потребления электрической энергии
в ГТП X без АИИС в h-й часовой интервал j-го дня базового периода;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП без АИИС (ГТП
X)
в h-й часовой интервал j-го дня базового периода, принятая КО для проведения
финансовых расчетов и сформированная в соответствии с требованиями настоящего
Регламента;
отчет
𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП потребления
(ГТП Y), имеющей АИИС, до изменений в составе ГТП в h-й часовой интервал j-го дня
базового периода принятая КО для проведения финансовых расчетов и сформированная в
соответствии с требованиями настоящего Регламента;
85
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
УП АИИС
𝑊ГТП
𝑌 ′ 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП потребления
(ГТП Y), рассчитанная КО на основе результатов измерений Участника оптового рынка,
полученных с использованием АИИС, в отношении которой завершена процедура
предварительных испытаний в части автоматизированного предоставление результатов
измерений в КО, с учетом изменений состава точек поставки в h-й часовой интервал j-го дня
базового периода по данным, представляемым Участниками ОРЭМ в ежедневном режиме в
Приложением 11.1.1; .
Y – ГТП потребления Участника оптового рынка, имеющая АИИС, принадлежащую
Участнику оптового рынка, за которым зарегистрирована указанная ГТП при условии, что
эта АИИС принята смежными Участниками оптового рынка в качестве основной
измерительной системы в соответствии с действующим на месяц проведения расчетов
Перечнем средств измерений для целей коммерческого учета;
Х – смежная ГТП потребления.
3.3.3. Корректировка величины потребления ГТП Участника оптового рынка не производится в
случае изменения состава точек поставки:
3.3.3.1. в ГТП генерации Участника оптового рынка.
3.3.3.2. в сечениях коммерческого учета, связанного:
 с вводом новых присоединений (в том числе новое строительство);
 с реконструкцией схемы электроснабжения, не влекущей за собой изменение
величины электропотребления в ГТП потребления;
 с оформлением новых актов разграничения балансовой принадлежности, не
влекущим за собой изменение величины электропотребления в ГТП потребления;
 с добавлением (исключением) точек поставки или совокупности точек поставки,
которые допускается не включать в АИИС, в соответствии с п. 1.2 Приложения №
11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (Приложение № 1.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка).
3.4 В случае исключения одной или нескольких ГТП из торговой системы часовые величины
потребления электроэнергии в ГТП Участника оптового рынка, к которой присоединяются величины
исключаемых ГТП потребления, должны быть скорректированы на величину почасовых объемов в
ГТП исключаемых ГТП потребления:
отчет
отчет
𝑘
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ + ∑𝑘=1 𝑊ГТП 𝑌 𝑗,ℎ ,
где 𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ – скорректированная часовая величина потребления электрической энергии в
ГТП X в h-й часовой интервал j-го дня базового периода;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП X в h-й часовой
интервал j-го дня базового периода, принятая КО для проведения финансовых расчетов и
сформированная в соответствии с требованиями настоящего Регламента;
отчет
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в исключаемых ГТП
потребления Y в h-й часовой интервал j-го дня базового периода, принятая КО для
проведения финансовых расчетов и сформированная в соответствии с требованиями
настоящего Регламента;
k – количество исключаемых из существующей ГТП (ГТП Х) ГТП потребления.
В случае исключения одной или нескольких ГТП генерации из торговой системы часовые величины
потребления электроэнергии в ГТП Участника оптового рынка, к которой присоединяются величины
исключаемой ГТП генерации должны быть скорректированы на величину почасовых объемов в
исключаемых ГТП генерации:
отчет
отчет
k
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ - ∑k=1 WГТП Y j,h ,
где 𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ – скорректированная часовая величина потребления электрической энергии в ГТП X в
h-й часовой интервал j-го дня базового периода;
86
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП X в h-й часовой
интервал j-го дня базового периода, принятая КО для проведения финансовых расчетов и
сформированная в соответствии с требованиями настоящего Регламента;
отчет
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – часовая величина выработки электрической энергии в исключаемых ГТП Y
генерации в h-й часовой интервал j-го дня базового периода, принятая КО для проведения
финансовых расчетов и сформированная в соответствии с требованиями настоящего Регламента;
k – количество исключаемых из существующей ГТП (ГТП Х) ГТП генерации.
3.5. В случае наличия у Участников оптового рынка станций, не представленных на оптовом рынке
отдельной группой точек поставки генерации (далее – блок-станции), КО корректирует часовые
величины потребления на величину плановой среднечасовой активной мощности режимной
генерирующей единицы блок-станции, отнесенной к ГТП потребления такого участника ОРЭМ,
применяемой КО при расчетах в соответствии с Регламентом расчета плановых объемов производства и
потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложением № 8 к Договору о присоединении
к торговой системе оптового рынка).
В случае наличия отрицательных часовых величин в потреблении Участников оптового рынка,
отрицательные величины для расчета УПГП замещаются нулевыми значениями.
3.6. Определение абсолютной минимальной и максимальной величины потребления электроэнергии
в ГТП Участника оптового рынка при наступлении вышеуказанных случаев должно осуществляться
только после выполнения соответствующей корректировки.
3.7. В случае начала участия в отношениях купли-продажи на оптовом рынке по новой ГТП, а также
по ГТП с измененным составом точек поставки для расчета исходных фактических данных
коммерческого учета базового периода используются часовые величины потребления электрической
энергии в ГТП потребления, рассчитанные КО на основе результатов измерений, полученных с
использованием АИИС Участника оптового рынка, при условии, что:
 данная АИИС имеет ранее выданный Акт о соответствии АИИС независимо от класса;
 в отношении данной АИИС не позднее 20 числа месяца, предшествующего месяцу начала
работы по измененному составу ГТП, завершена процедура предварительных испытаний в
части автоматизированного предоставление результатов измерений в КО;
 наличия в БД КО результатов измерений за все часовые интервалы базового периода;
 отсутствия в БД КО результатов измерений со статусом «некоммерческая информация».
В случае нарушения хотя бы одного из выше перечисленных условий, при расчете исходных
фактических данных коммерческого учета базового периода применяются корректирующие
константы, а именно максимальные величины результатов контрольных замеров режимных
параметров сети для новых точек поставки в сечении, предоставленных в составе регистрационной
информации в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) и (или) Регламентом допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение №1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка). При этом для периода с октября по март включительно
используются результаты контрольных замеров в зимний период, а для периода с апреля по сентябрь
включительно − результаты контрольных замеров в летний период. Корректировка часовых величин
потребления с использованием корректирующих констант не проводится в следующих случаях:

результаты контрольных замеров режимных параметров сети не предоставлены КО;

предоставленные контрольные замеры не позволяют определить величину электроэнергии
по каждой исключаемой/добавляемой точке поставки (групповой точке поставки).
В случае если субъект оптового рынка при согласовании ГТП потребления в отношении вновь
вводимого энергопринимающего оборудования не смог предоставить контрольные замеры за один
из периодов (зимний/летний), то для расчета КО использует контрольные замеры без учета
временного периода.
87
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 7
Порядок формирования исходных данных коммерческого учета для определения
предварительных объемов мощности для фиксации в договорах о предоставлении мощности
и для покрытия собственного потребления мощности поставщика на дату их заключения.
1. Общие положения
1.1. Настоящий Порядок предназначен для формирования исходных данных коммерческого
учета для последующего определения предварительных объемов мощности для фиксации
в договорах о предоставлении мощности (далее ― ДПМ) на дату их заключения для
покрытия собственного потребления мощности поставщика
в соответствии с
требованиями Регламента определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении
мощности (Приложение № 6.7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
1.2. Данными для ДПМ являются значения количества электрической энергии в кВтч для
каждого часа каждых суток отчетного периода. Объемы мощности для фиксации в
договорах о предоставлении мощности определяются по фактическим данным
коммерческого учета в отношении каждой ГТП потребления, допущенной к торговой
системе, предоставленных в ОАО «АТС» в порядке, установленным настоящим
Регламентом, а для субъектов оптового рынка, получающих допуск к торговой системе
оптового рынка, в порядке, определенном Приложением № 11.1.1 к Порядку получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности, с учетом требований, определенных п. 79 таблицы 6 Приложения № 11.5.
1.3. Формирование данных КУ для определения предварительных объемов мощности для
фиксации в ДПМ на дату их заключения проводятся в случае изменения субъектного
состава в части количества ГТП на месяц предварительного заключения ДПМ (m) на
основании фактических данных КУ базового месяца (m-2).
2. Формирование исходных данных КУ при изменении субъектного состава оптового рынка
2.1. В случае смены в месяце предварительного заключения ДПМ юридического лица –
Участника оптового рынка, за которым зарегистрирована ГТП потребления, в качестве
исходных данных коммерческого учета для определения предварительных объемов
мощности используются фактические величины потребленной электроэнергии, принятые
КО для проведения финансовых расчетов, того Участника оптового рынка, за которым
была зарегистрирована ГТП потребления в базовом месяце.
2.2. В случае допуска к торговой системе оптового рынка новых ГТП потребления (ГТП Y)
Участника оптового рынка (далее ― новая ГТП), образованных точками поставки, ранее
входящими в состав другой ГТП потребления (ГТП X), зарегистрированной в торговой
системе оптового рынка на момент проведения расчетов (далее ― действующая ГТП),
часовые величины электроэнергии в действующей ГТП потребления корректируются на
величину почасовых объемов в ГТП потребления, выходящих на оптовый рынок из
состава действующей ГТП:
УП АИИС
отчет
k
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ - ∑k=1 WГТП Y j,h ,
где
– скорректированная величина потребления электрической энергии в
действующей ГТП (ГТП Х) потребления в h-й часовой интервал j-го дня базового
месяца на величину фактического часового потребления новой ГТП (ГТП Y)
Участника оптового рынка;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – величина потребления электрической энергии в действующей ГТП
потребления Участника оптового рынка в h-й часовой интервал j-го дня базового
месяца, принятая КО для проведения финансовых расчетов и сформированная в
соответствии с требованиями настоящего Регламента;
УП АИИС
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – фактическая величина потребления электрической энергии в новых
ГТП (ГТП Y) потребления, в h-й часовой интервал j-го дня базового месяца по
данным, полученным с использованием АИИС, имеющих действующий Акт о
88
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
соответствии АИИС независимо от класса, и представляемым Участниками ОРЭМ в
ежедневном режиме в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 1.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) (Формат и
Регламент предоставления результатов измерений в КО, ОАО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам; далее ― Приложение № 11.1.1) в адрес КО;
Y – новая ГТП потребления Участника оптового рынка;
Х – действующая ГТП потребления Участника оптового рынка;
k – количество новых ГТП потребления, получивших допуск к торговой системе.
2.3. В случае допуска к торговой системе оптового рынка новой ГТП (ГТП Y) генерации
Участника оптового рынка, образованной точками поставки, ранее входившими в состав
другой ГТП потребления (ГТП X), зарегистрированной в торговой системе оптового
рынка на момент проведения расчетов, часовые величины электроэнергии в действующей
ГТП потребления корректируются на величину почасовых объемов в ГТП генерации,
выходящей на оптовый рынок из состава действующей ГТП:
УП АИИС
отчет
k
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ + ∑k=1 WГТП Y j,h ,
где
– скорректированная величина потребления электрической энергии в
действующей ГТП (ГТП Х) потребления в h-й часовой интервал j-го дня базового
месяца на величину фактического часового потребления новой ГТП (ГТП Y)
Участника оптового рынка;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – величина потребления электрической энергии в действующей ГТП
потребления Участника оптового рынка в h-й часовой интервал j-го дня базового
месяца, принятая КО для проведения финансовых расчетов и сформированная в
соответствии с требованиями настоящего Регламента;
УП АИИС
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – фактическая величина выработки электрической энергии в новой
ГТП (ГТП Y) генерации, в h-й часовой интервал j-го дня базового месяца по данным,
полученным с использованием АИИС, имеющих действующий Акт о соответствии
АИИС независимо от класса, и представляемым Участниками оптового рынка в
ежедневном режиме в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Формат и
Регламент предоставления результатов измерений в КО, ОАО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам; далее ― Приложение № 11.1.1) в адрес КО;
Y – новая ГТП генерации Участника оптового рынка;
Х – действующая ГТП потребления Участника оптового рынка;
k – количество новых ГТП генерации, получивших допуск к торговой системе.
2.4. В случае исключения одной или нескольких ГТП потребления из торговой системы
часовые величины потребления электроэнергии в ГТП потребления Участника ОРЭ, к
которой присоединяются величины исключаемых ГТП потребления, должны быть
скорректированы на величину почасовых объемов в исключаемых ГТП потребления:
отчет
отчет
k
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ + ∑k=1 WГТП Y j,h ,
где 𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ – скорректированная часовая величина потребления электрической энергии
в ГТП X в h-й часовой интервал j-го дня базового месяца;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП X в h-й
часовой интервал j-го дня базового месяца, принятая КО для проведения финансовых
расчетов и сформированная в соответствии с требованиями настоящего Регламента;
отчет
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в
исключаемых ГТП потребления Y в h-й часовой интервал j-го дня базового месяца,
принятая КО для проведения финансовых расчетов и сформированная в
соответствии с требованиями настоящего Регламента;
k – количество исключаемых из существующей ГТП (ГТП Х) ГТП потребления.
89
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
2.5. В случае исключения одной или нескольких ГТП генерации из торговой системы часовые
величины потребления электроэнергии в ГТП потребления Участника ОРЭ, к которой
присоединяются величины исключаемой ГТП генерации должны быть скорректированы
на величину почасовых объемов в исключаемых ГТП генерации:
отчет
отчет
k
𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ = 𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ - ∑k=1 WГТП Y j,h ,
где 𝑊ГТП 𝑋 ′ 𝑗,ℎ – скорректированная часовая величина потребления электрической энергии
в ГТП X в h-й часовой интервал j-го дня базового месяца;
отчет
𝑊ГТП
𝑋 𝑗,ℎ – часовая величина потребления электрической энергии в ГТП X в h-й
часовой интервал j-го дня базового месяца, принятая КО для проведения финансовых
расчетов и сформированная в соответствии с требованиями настоящего Регламента;
отчет
∑𝑘𝑘=1 𝑊ГТП
𝑌 𝑗,ℎ – часовая величина выработки электрической энергии в исключаемых
ГТП Y в h-й часовой интервал j-го дня базового месяца, принятая КО для проведения
финансовых расчетов и сформированная в соответствии с требованиями настоящего
Регламента;
k – количество исключаемых из существующей ГТП (ГТП Х) ГТП генерации.
2.6. Для новой ГТП, получающих допуск к торговой системе в месяце предварительного
заключения ДПМ, в случае отсутствия в базовом месяце данных КУ, полученных с
использованием АИИС,
и (или) наличия результатов измерений, полученных с
использованием АИИС, со статусом «некоммерческая информация» за 1 (один) час и
более применяется корректирующая константа, а именно – результат произведения
максимальной величины результатов измерений, полученных с использованием АИИС за
базовый месяц, и коэффициента равного 0,85, но не менее 1 кВт. При этом если
корректирующая константа принимает дробное значение, то используется алгебраическое
правило округления ― если десятичная часть больше или равна 5, то результат округляется
в большую сторону, если меньше ― то в меньшую.
В случае отсутствия в базовом месяце данных КУ, полученных с использованием АИИС, и
(или) наличия результатов измерений, полученных с использованием АИИС, со статусом
«некоммерческая информация» за все часы месяца, а так же при отсутствии действующего
Акта о соответствии АИИС независимо от класса, при формировании исходных
фактических данных коммерческого учета базового месяца в отношении всех часов
применяются корректирующие константы, а именно ― максимальные величины
результатов контрольных замеров режимных параметров сети, предоставленных в составе
регистрационной информации в соответствии с Положением о порядке получения статуса
субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка (Приложение № 1.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) и (или) Регламентом допуска к торговой системе
оптового рынка (Приложение № 1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
При этом для периода с октября по март включительно используются результаты
контрольных замеров в зимний период, а для периода с апреля по сентябрь включительно
― результаты контрольных замеров в летний период. В случае если субъект оптового рынка
при согласовании ГТП потребления в отношении вновь вводимого энергопринимающего
оборудования не смог предоставить контрольные замеры за один из периодов
(зимний/летний), то для расчета КО использует контрольные замеры без учета временного
периода.
90
Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности
Приложение 8
Форма уведомления о подлежащем сертификации объеме электрической энергии и образец заполнения бланка
______________________________
(Кому – наименование должности,
фамилия и инициалы должностного
лица НП «Совет рынка»)
У В Е Д О М Л Е Н И Е №________
о данных коммерческого учета для оформления сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на
квалифицированных генерирующих объектах участников оптового рынка
№ п/п
Наименование
участника ОРЭМ
1
ОАО
«Генерирующая
компания»
2
..
Объект
(название)
N-ская Гидростанция
Торговый
код
участника
ОРЭМ
TXXXXXX
№
квалификацио
нного
свидетельства
Период
производства
Величина
производства,
кВт∙час
Суммарная величина
сальдо перетоков
электроэнергии со
смежными
участниками оптового
рынка (ФСК), кВт∙час
КС № 000000
Апрель 2011 г.
94728 (*)
90984 (*)
Для прочих отметок
(в том числе при
нулевом
подтвержденном
объеме производства
или при отказе КО от
подтверждения объема
производства) (*)
(*) при нулевом объеме проставляется цифра 0; при отказе КО от подтверждения объема производства проставляется отметка с указанием причины такого отказа.
«___»____________ г.
_____________________________(__________________)
(Наименование должности, фамилия, инициалы и собственноручная
подпись
уполномоченного должностного лица (сотрудника) КО)
91