2.2. Общие положения

2.2.1. Задачи, решаемые на этапах планирования:

годовое планирование: проверка технической возможности реализации заявленных объемов поставок электроэнергии (мощности) между государствами - участниками ЕЭП и межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) между государствами - участниками ЕЭП, учитываемых в прогнозных балансах производства и потребления электроэнергии (мощности) с учетом годовых плановых графиков ремонтов электросетевого оборудования, ограничивающих сечения экспорта-импорта, и их корректировка при необходимости;

месячное планирование: проверка технической возможности реализации заявленных объемов поставок и межгосударственной передачи электроэнергии (мощности) между государствами - участниками ЕЭП, учтенных в годовых прогнозных балансах производства и потребления электроэнергии (мощности) с учетом месячных плановых графиков ремонтов электросетевого оборудования, ограничивающих его сечения экспорта-импорта, и их корректировка при необходимости;

суточное планирование и внутрисуточная корректировка режимов: проверка технической возможности реализации заявленных на сутки вперед почасовых объемов поставок и межгосударственной передачи электроэнергии (мощности) между государствами - участниками ЕЭП, с учетом реальной схемно-режимной ситуации, планового, непланового и аварийного отключения электросетевого оборудования, ограничивающего сечения экспорта-импорта, объемов поставок и межгосударственной передачи электроэнергии (мощности) между государствами - участниками ЕЭП.

2.2.2. Планирование (расчет реализуемости запланированных объемов межгосударственной передачи электроэнергии (мощности) между государствами - участниками ЕЭП) производится между ЕЭС России и ЕЭС Казахстана и между ЕЭС России и Объединенной энергетической системой Беларуси (ОЭС Беларуси) с использованием расчетной модели параллельно работающих энергосистем (далее - расчетная модель).

2.2.3. Расчетная модель представляет собой математическую модель технологически взаимосвязанных частей ЕЭС России, ЕЭС Казахстана и ОЭС Беларуси в объеме, необходимом для планирования, и включающая в себя описание:

- графы и параметров схемы замещения электрической сети;

- активных и реактивных узловых нагрузок;

- активной и реактивной генерации в узлах;

- минимальной и максимальной активной и реактивной мощностей генерации;

- сетевых ограничений.

2.2.4. Расчетная модель формируется на основе согласованной системными операторами схемы замещения, как правило, для базовых режимов, соответствующих согласованным часам зимнего максимума и минимума нагрузок и летнего максимума и минимума нагрузок (базовые расчетные схемы). Для характерных схемно-режимных ситуаций должны быть указаны максимально допустимые перетоки в контролируемых межгосударственных сечениях, а также во внутренних контролируемых сечениях, если они существенно влияют на осуществление межгосударственных поставок (обменов).

2.2.5. Координатором планирования является ОАО "СО ЕЭС".

2.2.6. Состав расчетных моделей и актуализируемой информации для каждой из стадий планирования, в том числе перечни энергообъектов и энергосистем (эквивалентов энергосистем), включаемых в расчетную модель, порядок и временной регламент их формирования и актуализации, форматы и способ обмена данными для планирования годовых, месячных, суточных и внутрисуточных режимов работы энергосистем устанавливаются документами, утверждаемыми ОАО "СО ЕЭС" и ОАО "ФСК ЕЭС" с Республиканским унитарным предприятием электроэнергетики "ОДУ" (далее - РУП "ОДУ"), ОАО "СО ЕЭС" и ОАО "ФСК ЕЭС" с филиалом АО "KEGOC" - "Национальным диспетчерским центром Системного оператора" (далее - НДЦ СО).