Страницы: 1 2
О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ
В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ
ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ
НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
КОМИССИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОТ 31 ИЮЛЯ 2002 Г. N 49-Э/8
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ФЕДЕРАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ РФ
14 мая 2003 г.
N 37-э/1
(Д)
Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации
постановляет:
1. Внести в Методические указания по расчету регулируемых тарифов
и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном
(потребительском) рынке, утвержденные Постановлением Федеральной
энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г.
N 49-э/8, изменения и дополнения по перечню согласно приложению.
2. Установить, что настоящее Постановление вступает в силу в
установленном порядке.
Председатель Федеральной
энергетической комиссии
Российской Федерации
Г. КУТОВОЙ
14 мая 2003 г.
N 37-э/1
Зарегистрировано в Министерстве юстиции РФ
25 июня 2003 г.
N 4822
Приложение
к Постановлению ФЭК России
от 14 мая 2003 года
N 37-э/1
ПЕРЕЧЕНЬ
ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ, ВНОСИМЫХ
В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ
ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ
НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
КОМИССИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОТ 31 ИЮЛЯ 2002 Г. N 49-Э/8
1. Пункт 2 изложить в следующей редакции:
"Методические указания предназначены для использования
Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации,
региональными энергетическими комиссиями субъектов Российской
Федерации, органами местного самоуправления, регулируемыми
организациями для расчета экономически обоснованных уровней
регулируемых тарифов и цен на розничном (потребительском) рынке
электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) в
рамках устанавливаемых предельных уровней (минимальный и (или)
максимальный) указанных тарифов и цен.";
2. Подпункт 5.2 пункта 5 дополнить абзацем:
"Тариф на тепловую энергию, отпускаемую потребителям,
рассчитывается с учетом платы за услуги по передаче тепловой
энергии.";
3. Абзац шестой подпункта 5.5 пункта 5 изложить в следующей
редакции:
"Экономически обоснованным уровнем тарифа (цены) признается тариф
(цена), рассчитанный по настоящим Методическим указаниям и
обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и
получение прибыли, определяемыми в соответствии с Основами
ценообразования.";
4. Абзац два подпункта 7.2 пункта 7 изложить в следующей
редакции:
"плату за услуги по передаче энергии по региональным
электрическим сетям, дифференцированную по уровням напряжения: высокое
(ВН), среднее первое (СН1), среднее второе (СН11) и низкое (НН)";
5. Абзац два пункта 11 изложить в следующей редакции:
"Распределение косвенных расходов между различными видами
деятельности, осуществляемыми организацией, по решению региональной
комиссии, производится в соответствии с одним из нижеследующих
методов:";
6. Пункт 11 перед абзацем три дополнить абзацем:
"- в соответствии с учетной политикой, принятой в организации;";
7. Абзац двадцать пункта 12 дополнить словами:
", проведение предусмотренных законодательством Российской
Федерации обязательной сертификации, лицензирования, идентификации
опасных производственных объектов, обязательных энергетических
обследований.";
8. Дополнить пункт 12 абзацами:
"При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов до их
утверждения допускается в соответствии с главой 25 Налогового кодекса
Российской Федерации использовать экспертные оценки на основе отчетных
данных и результатах энергетических обследований, проводимых в
установленном порядке.
Региональная комиссия на основе предварительно согласованных с
ней мероприятий по сокращению расходов регулируемой организации, в
соответствии с пунктом 30 Основ ценообразования, в течение 2 лет после
окончания срока окупаемости расходов на провидение этих мероприятий
сохраняет расчетный уровень удельных расходов, сложившихся в период,
предшествующий сокращению расходов.";
9. Абзац восемь пункта 13 изложить в следующей редакции:
"отчисления из прибыли на другие цели, в том числе на
осуществление энергосберегающих мероприятий - в соответствии с
законодательством Российской Федерации.";
10. Пункт 16 после слов "дачно-строительных" дополнить словами:
"и гаражно-строительных";
11. Дополнить пункт 17 абзацем:
"Расчет размера платы за тепловую энергию, потребляемую
содержащимися за счет прихожан религиозными организациями,
рекомендуется производить аналогично расчету размера платы за тепловую
энергию, потребляемую населением.";
12. Абзац 19 пункта 16 изложить в следующей редакции:
"Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по
четырем уровням напряжения:
- высокое (110 кВ и выше);
- среднее первое (35 кВ);
- среднее второе (20-1 кВ);
- низкое (0,4 кВ и ниже);";
13. Дополнить пункт 18 абзацами:
"При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность),
отпускаемую другим ЭСО, учитывается наличие в их составе базовых
потребителей, тарифы для которых устанавливаются в соответствии с
настоящими Методическими указаниями. ЭСО, имеющая суммарную заявленную
мощность, равную или более 250 МВт, и годовое число часов ее
использования более 7000, рассматривается как базовый потребитель.
При установлении Правительством Российской Федерации единых по
субъекту Российской Федерации предельных уровней тарифов на
электрическую энергию, отпускаемую потребителям 4 группы (прочие
потребители), ставки за электрическую энергию и мощность могут
рассчитываться на одном уровне для всех потребителей указанной группы.
Тарифы на тепловую энергию, отпускаемую в горячей воде, для всех
потребителей в одной системе, в которой теплоснабжение потребителей
осуществляется от источника (источников) тепла через общую тепловую
сеть (далее - система централизованного теплоснабжения (СЦТ)), могут
рассчитываться на едином уровне.".
В случае если потребитель (покупатель, другая ЭСО) получает
электрическую энергию от нескольких ЭСО (ПЭ), имеющих различную
структуру поставки электрической энергии (собственная генерация,
покупка у различных производителей, поставщиков, ЭСО), цены на
электрическую энергию и мощность, получаемые потребителем
(покупателем, другим ЭСО) от данных ЭСО (ПЭ), рассчитываются отдельно
и могут быть различными;
14. Пункт 21 изложить в следующей редакции:
"Суммарная плата за услуги по передаче электрической энергии
(Тусл) дифференцируется по диапазонам напряжения (ВН, СН1, СН11,
НН).";
15. Дополнить пункт 28 абзацем:
"Не включаются в НВВ электростанции расходы на содержание данного
пристанционного узла (распределительного устройства) в части транзита
электрической мощности (в пределах пропускной способности
пристанционного узла), определяемой в соответствии с учетной
политикой, принятой на электростанции.";
16. Пункт 30 изложить в следующей редакции:
"30. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа
(цены) продажи электрической энергии ПЭ производится путем разделения
НВВэ на производство электрической энергии и на содержание
электрической мощности.";
17. Пункт 31, подпункты 31.1, 31.2 и 31.3 пункта 30 изложить в
следующей редакции:
"31. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа
(цены) продажи электрической энергии ПЭ производится по формулам:
- ставка платы за электрическую энергию:
Зтопл + ВН + К x Пэ
Тэ = --------------------- (руб./тыс. кВт.ч), (14)
Эотп
- ставка платы за электрическую мощность
НВВэ - К x Пэ - Зтопл - ВН
Тм = ---------------------------- (руб./МВт мес.), (15)
Nуус x М
где:
Зтопл - суммарные затраты на топливо на технологические цели на
тепловых электростанциях, входящих в состав ПЭ;
ВН - водный налог (плата за пользование водными объектами
гидравлическими электростанциями, входящими в состав ПЭ);
Пэ - прибыль ПЭ, относимая на производство электрической энергии
(мощности);
К - коэффициент, равный отношению суммы Зтопл и ВН к расходам
(без учета расходов из прибыли) ПЭ, отнесенным на производство
электрической энергии и на содержание электрической мощности;
Эотп - суммарный отпуск электрической энергии с шин всех тепловых
и гидравлических электростанций, входящих в состав ПЭ;
Nуст - суммарная установленная электрическая мощность всех
тепловых и гидравлических электростанций, входящих в состав ПЭ;
М - число месяцев в периоде регулирования.";
18. В пункте 32 слова "по узлам теплоснабжения, включающих в себя
единую (неразрывную) систему тепловых сетей, питаемую от одного или
нескольких тепловых источников (ТЭЦ, котельных) с единым тепловым и
водным балансами, с учетом климатических особенностей соответствующей
местности" заменить на:
"СЦТ";
19. В пункте 33 слова "узлам теплоснабжения" заменить на: "СЦТ";
20. В пункте 35 слова "узел теплоснабжения" заменить на: "СЦТ";
21. Пункт 36 изложить в следующей редакции:
"36. Расчет двухставочных тарифов продажи тепловой энергии с
коллекторов генерирующих источников производится по формулам:
36.1. Ставка платы за тепловую энергию:
- по k-й ступени параметров пара s-го источника пара
тэ
П
тэ s,k
Т = b x Ц x 1E(-3) + ---- (руб./Гкал) (16)
s,k s,k s Q
s,k
- по i-му источнику горячей воды
тэ
П
тэ i
Т = b x Ц x 1E(-3) + --- (руб./Гкал) (17)
i i i Q
i
где:
b , b - удельные расходы условного топлива на тепловую
s,k i
энергию, отпускаемую соответственно в паре k-й ступени параметров s-м
источником и в горячей воде i-м источником, кг у.т./Гкал;
Q , Q - количество тепловой энергии, отпускаемой
s,k i
соответственно s-м источником в паре k-й ступени параметров и i-м
источником в горячей воде, тыс. Гкал;
Ц , Ц - цена условного топлива, используемого соответственно
s i
s-ым и i-ым источниками тепла, руб./т у.т.;
тэ тэ
П , ПР - части прибыли ЭСО по отпуску тепла, относимые
s,k i
соответственно на Q и Q , тыс. руб.
s,k i
36.2. Ставка платы за тепловую мощность рассчитывается на едином
уровне для всех генерирующих источников тепла (в паре и горячей воде)
и для всех СЦТ ЭСО по формуле:
Т m L тэ r n тэ
НВВ - SUM SUM(T x Q ) - SUM SUM(T x Q )
тм s=1 k=1 s,k s,k j=1 i=1 i i
Т = ------------------------------------------------- x
Эn м m L r n
(SUM SUMp + SUM SUMp ) x M
s=1 k=1 s,k j=1 i=1 i
x 1E3, руб. в месяц/(Гкал/ч) (18)
где:
Т
НВВ - необходимая валовая выручка ЭСО (ПЭ) по отпуску тепловой
энергии в паре и горячей воде, тыс. руб.;
P , P - соответственно расчетные (присоединенные) тепловые
s,k i
мощности (нагрузки) s-oro источника в теплоносителе "пар" k-й ступени
параметров и i-го источника в теплоносителе "горячая вода", Гкал/ч;
L, m - количество соответственно ступеней параметров пара на s-м
источнике и источников пара в ЭСО;
n, r - количество соответственно источников горячей воды в СЦТ и
СЦТ в ЭСО.";
22. Пункт 37 исключить;
23. Пункт 38 изложить в следующей редакции:
"38. Общехозяйственные расходы и прибыль ЭСО (ПЭ), относимые на
тепловую энергию, распределяются между генерирующими источниками в
соответствии с пунктами 11 и 14 настоящих Методических указаний.";
24. Пункты 39, 40, 41, 42 и 43 исключить;
25. В абзаце девять пункта 44 слово "квартал" заменить на:
"год";
26. В пункте 46 слова "узлам теплоснабжения" заменить на:
"СЦТ";
27. Абзац 3 пункта 49 заменить на абзацы в следующей редакции:
"на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
на среднем втором напряжении: (СН11) 20-1 кВ.";
28. Пункт 50 изложить в следующей редакции:
"Если граница раздела балансовой принадлежности сетей
рассматриваемой организации и сетей потребителя (покупателя, другой
ЭСО) находится на шинах распределительного устройства подстанции (с
учетом коммутационной аппаратуры, находящейся в собственности или на
иных законных основаниях у рассматриваемой организации), за уровень
напряжения для расчета платы за услуги по передаче электрической
энергии в объеме потребления от данной подстанции принимается значение
первичного напряжения подстанции, независимо от уровня напряжения, на
котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, другой
ЭСО).
Данное положение распространяется в том числе на случаи, когда
граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей
находится на шинах распределительного устройства подстанции (в случае
наличия абонентских ячеек), выводах линейных коммутационных аппаратов,
кабельных наконечниках или проходных изоляторах линейных ячеек,
линейных разъединителях или линейных порталах.";
29. Пункт 51 изложить в следующей редакции:
"При определении платы за услуги по передаче электрической
энергии (мощности) по указанным четырем уровням напряжения не
учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах
собственности или иных законных основаниях при условии, что
содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производится за счет
средств потребителей. В этом случае не учитывается плата за услуги по
передаче электрической энергии (мощности) по указанным сетям.";
30. Абзац первый пункта 52 изложить в следующей редакции:
"Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВсети) сетевой
организации, осуществляющей деятельность по передаче электрической
энергии по сетям высокого, среднего первого, среднего второго и
низкого напряжения, определяется исходя из:";
31. Абзац третий пункта 53 заменить на абзацы в следующей
редакции:
Усн11
"НВВсн11 = НВВсети x ------ (29.1)
SUMY
Усн1
НВВсн1 = НВВсети x ------ (29)";
SUMY
32. Абзац шестой пункта 53 изложить в следующей редакции:
"НВВвн расчетный объем необходимой валовой выручки,
НВВсн1 обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных
НВВсн11 расходов на осуществление деятельности по передаче
НВВнн электрической энергии по сетям высокого, среднего
первого, среднего второго и низкого напряжения
соответственно, и покрытия прибыли, относящейся на
данный уровень напряжения (тыс. руб.)";
33. Абзац восьмой пункта 53 изложить в следующей редакции:
"Увн - суммы условных единиц по оборудованию, отнесенных к
Усн1 соответствующим уровням напряжения, определенные в
Усн11 соответствии с Приложением 2.
Унн";
34. Абзац второй и третий пункта 54 изложить в следующей
редакции:
"- плата за услуги по содержанию электрических сетей
соответствующего уровня (диапазона) напряжения в расчете на МВт в
месяц заявленной (расчетной) мощности потребителя (покупателя -
сод сод сод
другой энергоснабжающей организации) (Т , Т , Т ,
вн сн1 сн11
сод
Т - руб./МВт.ч)";
нн
- оплата технологического расхода (потерь) электрической
энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения
пот пот пот пот
(Т , Т , Т , Т - руб./МВт.ч)";
вн сн1 сн11 нн
35. Пункт 55 изложить в следующей редакции:
"55. Тарифы на содержание электрических сетей, дифференцированные
по диапазонам (уровням) напряжения, рассчитываются в следующем
порядке.
Высокое напряжение 110 (60) кВ
НВВ
сод вн
Т = --------------------------- (31)
вн отп альфавн
N x (1 - ---------) x М
вн 100
Часть НВВ , учитываемая при расчете тарифов на передачу для сетей
вн
среднего напряжения
сн сод по
ДельтаНВВ = НВВ - Т x N x М
вн вн вн вн
в том числе:
сод
- часть, учитываемая при расчете Т
сн1
отп пост
N - N
сн1 сн сн1 сн1
ДельтаНВВ = ДельтаНВВ x ----------------------------------
вн вн отп отп пост пост
N + N - N - N
сн1 сн11/вн сн1 сн11/вн
сод
- часть, учитываемая при расчете Т
сн11
отп пост
N - N
сн11 сн сн11/вн сн11/вн
ДельтаНВВ = ДельтаНВВ x -----------------------------------
вн вн отп отп пост пост
N + N - N - N
сн1 сн11/НВ сн1 сн11/вн
сн11 сн сн1
или ДельтаНВВ = ДельтаНВВ - ДельтаНВВ
вн вн вн
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
сн1
НВВ ДельтаНВВ
сод сн1 + вн
Т = ----------------------------- (32)
сн1 альфа
отп сн1
N x (1 - ---------) x М
сн1 100
сн11 сн1 сод по
ДельтаНВВ = НВВ + ДельтаНВВ - Т x N x М
сн1 сн1 вн сн1 сн1
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
сн11 сн11
НВВ + ДельтаНВВ + ДельтаНВВ
сод сн11 вн сн1
Т = ----------------------------------------------- (32.1)
сн11 альфа
отп отп сн11
(N + N ) x (1 - -----------) x М
сн11/вн сн11/сн1 100
нн сн11 сн11
ДельтаНВВ = НВВ + ДельтаНВВ + ДельтаНВВ -
сн11 сн11 вн сн1
сод по
- Т x N x М
сн11 сн11
Низкое напряжение ниже 1 кВ
нн
НВВ + ДельтаНВВ
сод нн сн11
Т = ---------------------------- (33)
нн альфа
отп нн
N x (1 - ---------) x М
нн 100
где:
отп отп отп отп
N , N , N , N - мощность, отпускаемая в сеть
вн сн1 сн11 нн
высокого, среднего (первого 1 и второго 11 уровней напряжения),
низкого напряжения;
отп отп
N , N - мощность, отпускаемая в сеть СН11 из сети
сн11/вн сн11/сн1
ВН и СН1;
по по по по
N , N , N , N - полезный отпуск мощности потребителям,
вн сн1 сн11 сн11
получающим электроэнергию от сетей ВН, СН1, СН11, и НН;
пост пост пост
N , N , N - поставка мощности в сети ВН, СН1, СН11;
вн сн1 сн11
альфа , альфа , альфа , альфа - нормативы потерь в
вн сн1 сн11 нн
электрических сетях ВН, СН1, СН11 и НН;
вн сн1
НВВ , НВВ - необходимая валовая выручка сети СН11,
сн11 сн11
подключенной к сети ВН и СН1;
сн1 сн11 сн11 нн
ДельтаНВВ , ДельтаНВВ , ДельтаНВВ , ДельтаНВВ -
вн вн сн1 сн11
часть необходимой валовой выручки сети более высокого напряжения
(нижний индекс), учитываемая при расчете тарифа на передачу смежной
сети меньшего напряжения (верхний индекс).
М - количество месяцев в периоде регулирования.";
36. Пункт 56 изложить в следующей редакции:
"Для нахождения платы на содержание электрических сетей по
диапазонам (уровням) напряжения в расчете на МВт.ч для потребителей
(покупателей, других ЭСО), рассчитывающихся по одноставочному тарифу,
необходимо разделить плату на передачу мощности по диапазонам
напряжения (руб./МВт) на число часов использования заявленной
(расчетной) мощности по данной группе потребителей (покупателей,
других ЭСО), получающих электроэнергию на соответствующем диапазоне
напряжения:
сод.э сод
Т = (Т ) / h (34)
вн вн вн
сод.э сод
Т = (Т ) / h (35.1)
сн1 сн1 сн
сод.э сод
Т = (Т ) / h (35.2)
сн11 сн11 сн
сод.э сод
Т = (Т ) / h (36)
нн нн нн
где:
сод.э сод.э сод.э сод.э
Т , Т , Т , Т - плата за
вн вн1 сн11 нн
содержание электрических сетей соответствующего диапазона (уровня)
напряжения в расчете на МВт.ч;
h , h , h , h - среднегодовое число часов
вн сн1 сн11 нн
использования заявленной (расчетной) мощности одноставочных
потребителей (покупателей, других ЭСО), получающих электроэнергию на
соответствующем диапазоне напряжения.";
37. Пункт 57 изложить в следующей редакции:
"57. Расчет ставки, учитывающей оплату потерь (технологического
расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям, определяется
по формулам:
Высокое напряжение 110 (60) кВ
пот
З
пот вн
Т = ------------------------ (37)
вн альфа
отп вн
Э x (1 - ---------)
вн 100
альфа
пот эс отп вн
где З = Т x Э x ---------
вн вн 100
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
пот
З
пот сн1
Т = -------------------------- (38)
сн1 альфа
отп сн1
Э x (1 - ----------)
сн1 100
альфа
пот эс отп сн1 сн1
где: З = Т x Э x ---------- + ДельтаЗ
сн1 сн1 100 вн
сн1 пост
Э - Э
сн1 пот пот по вн сн1
ДельтаЗ = (З - Т x Э ) x ------------------------------
вн вн вн вн сн1 сн11 пост пост
Э + Э - Э - Э
вн вн сн1 сн11
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
пот
З
пот сн11
Т = ----------------------------, (39)
сн11 альфа
отп сн11
Э x (1 - -----------)
сн11 100
отп сн11 сн11 пост
где: Э = Э + Э + Э
сн11 вн сн1 сн11
альфа
пот эс отп сн11 пот
З = Т x Э x ----------- + ДельтаЗ
сн11 сн11 100
пот сн11 сн11
ДельтаЗ = ДельтаЗ + ДельтаЗ =
вн сн1
пот пот по сн1 пот пот по
= [(З - Т x Э ) - ДельтаЗ ] + [З - Т x Э )
вн вн вн вн сн1 сн1 сн1
Низкое напряжение ниже 1 кВ
пот
З
пот нн
Т = -------------------------, (40)
нн альфа
отп нн
Э x (1 - ---------)
нн 100
альфа
пот эс отп нн пот
где: З = Т x Э x --------- + ДельтаЗ
нн нн 100 сн11
пот пот пот по
ДельтаЗ = З - Т x Э
сн11 сн11 сн11 сн11
отп отп отп отп
Э , Э , Э , Э - суммарный плановый (расчетный) на
вн сн1 сн11 нн
предстоящий период регулирования отпуск электроэнергии в сеть
высокого, среднего (первого и второго уровня) и низкого напряжения,
млн. кВт.ч;
пост пост пост
Э , Э , Э - плановая (расчетная) поставка электроэнергии в сеть
вн сн1 сн11
высокого и среднего напряжения непосредственно от генерирующих
источников, а также с ФОРЭМ и от других внешних поставщиков, млн.
кВт.ч;
сн1 сн11 сн11
Э , Э , Э - расчетный поток электроэнергии из сети ВН
вн вн сн1
в сеть СН1 и СН11, а также из сети СН1 в сеть СН11, млн. кВт.ч;
альфа , альфа , альфа , альфа - нормативы
вн сн1 сн11 нн
технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу
по сетям ВН, СН1, СН11, НН соответственно, %;
пот пот пот пот
З , З , З , З - расходы на оплату потерь в сетях
вн сн1 сн11 нн
соответствующего уровня напряжения, тыс. руб;
сн1 сн11 сн11 нн
ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ - часть
вн сн1 сн1 сн1
затрат на оплату потерь сетей более высокого напряжения (нижний
пот
индекс), учитываемая при расчете Т для смежных сетей более
низкого напряжения (верхний индекс), тыс. руб.;
эс
Т - средневзвешенный тариф (цена) 1 МВт.ч потерь, руб./МВт.ч";
38. Абзац первый пункта 58 изложить в следующей редакции:
"58. Экономически обоснованный размер платы за услуги по передаче
электрической энергии (Тусл вн, Тусл сн1, Тусл сн11, Тусл нн -
руб./МВт.ч) определяется следующим образом:";
39. Абзац третий пункта 58 заменить на абзацы следующего
содержания:
сод э пот
"Тусл сн = Т + Т (42.1)
сн1 сн1
сод э пот
Тусл сн = Т + Т (42.2)";
сн11 сн11
40. Пункт 60 исключить;
41. Пункт 61 изложить в следующей редакции:
"61. Плата за услуги по передаче электрической энергии не
взимается с потребителя (покупателя, другой ЭСО), подключенного
непосредственно к шинам генераторного напряжения одной или нескольких
электростанций производителя энергии и получающего от нее (них) всю
покупаемую электрическую энергию.
Расчет за покупаемую электрическую энергию этот потребитель
(покупатель, другая ЭСО) производит по тарифу указанного производителя
энергии.
В случае получения указанным потребителем (покупателем, другой
ЭСО) части электрической энергии из общей сети расчет за электрическую
энергию производится исходя из следующих положений:
- за часть электрической энергии, получаемой с шин генераторного
напряжения - как для потребителя (покупателя, другой ЭСО),
подключенного непосредственно к шинам генераторного напряжения одной
или нескольких электростанций производителя энергии;
- за остальную часть электрической энергии, полученной
потребителем (покупателем, другой ЭСО) из общей сети - с учетом:
стоимости покупаемой электрической энергии, определяемой по
средней стоимости единицы электрической энергии в соответствии с
пунктом 7 настоящих Методических указаний;
платы за передачу электрической энергии, определяемой как
произведение ставки платы за содержание электрических сетей
соответствующего уровня напряжения и заявленной мощности, умноженной
на коэффициент, равный частному от деления указанной части
электрической энергии на полезный отпуск электрической энергии
потребителю (покупателю, другой ЭСО) за календарный год,
предшествующий расчетному периоду регулирования.
В тарифе для данного потребителя (покупателя, другой ЭСО)
учитываются также расходы на сбыт электрической энергии и расходы на
оплату услуг по организации функционирования и развитию Единой
энергетической системы России.";
42. Пункт 62 изложить в следующей редакции: "62. Расчет платы за
услуги по передаче электрической
энергии по участкам электрических сетей (выделенным участкам
электрических сетей), используемым для передачи электрической энергии
конкретному потребителю (покупателю, другой ЭСО), производится при
наличии в электросетях соответствующих приборов учета и контроля.
При расчете платы за услуги по передаче электрической энергии по
выделенным участкам электросетей учитываются только те расходы ЭСО,
которые необходимы для содержания указанных участков электросетей (с
соответствующими устройствами преобразования электрической энергии),
компенсации возникающих в них потерь электрической энергии и
резервного питания потребителя (покупателя, другой ЭСО).
При этом необходимая валовая выручка каждого уровня напряжения
распределяется между выделенным участком электросети и прочими
участками пропорционально условным единицам на планируемый период
регулирования.";
43. Пункты 64, 65 и 66 изложить в следующей редакции:
"64. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по
тепловым сетям определяется исходя из следующих видов расходов:
- расходы на эксплуатацию тепловых сетей;
- расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу
тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери)
тепловой энергии в сетях).
Расходы на эксплуатацию тепловых сетей должны обеспечивать:
- содержание в соответствии с технологическими нормами,
требованиями и правилами тепловых сетей и сооружений на них, устройств
защиты и автоматики, а также зданий и сооружений, предназначенных для
эксплуатации тепловых сетей;
- безопасную эксплуатацию тепловых сетей;
- передачу тепловой энергии (мощности) как потребителям,
присоединенным к данной организации, так и отпускаемой в тепловые сети
других организаций;
- уровень надежности теплоснабжения каждого потребителя в
соответствии с проектной категорией надежности;
- поддержание качества передаваемых тепловой энергии и
теплоносителей в пределах, устанавливаемых в договорах и обязательных
к применению правилах, утвержденных в установленном порядке;
- поддержание в состоянии эксплуатационной готовности тепловых
сетей, а также оборудования, зданий и сооружений, связанных с
эксплуатацией тепловых сетей.
65. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии
Т в виде одноставочного тарифа на передачу по тепловым сетям
передi
единицы тепловой мощности производится по формуле:
т
НВВ
сети
Т = ---------, (46)
передi Pi x М
где:
Т - плата за услуги по передаче тепловой энергии
передi
(руб./Гкал/час в мес.);
т
НВВ - необходимая валовая выручка теплосетевой
сети
организации на регулируемый период по оказанию услуг по передаче
тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.;
Pi - суммарная расчетная (присоединенная) тепловая мощность
(нагрузка) по совокупности потребителей тепловой энергии в паре или
горячей воде по заключенным договорам теплоснабжения с
энергоснабжающей (энергосбытовой) организацией на регулируемый период,
тыс. Гкал/час;
М - продолжительность периода регулирования, мес.
66. При расчете величины платы за услуги по передаче тепловой
энергии по паровым и водяным тепловым сетям, НВВ регулируемой
организации, осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии
в паре и в горячей воде, распределяется между тепловыми и паровыми
сетями.
66.1. Прямые расходы на развитие и содержание паровых и водяных
тепловых сетей учитываются раздельно. Общехозяйственные расходы и
прибыль регулируемой организации распределяются между СЦТ
пропорционально прямым расходам. При невозможности отнесения
какой-либо составляющей прямых расходов (материальные расходы, оплата
труда, отчисления в ремонтный фонд, прочие прямые расходы) по видам
услуг по передаче тепловой энергии (пар, горячая вода) по прямому
признаку, расчет указанных расходов производится пропорционально
условным единицам тепловых сетей или в соответствии с учетной
политикой, принятой в регулируемой организации.
66.2. В состав расходов по передаче тепловой энергии включаются
расходы на развитие, содержание, эксплуатацию, техническое
обслуживание и ремонт трубопроводов тепловых сетей, бойлерных
установок, каналов, смотровых колодцев, прочего оборудования и
сооружений тепловых сетей, а также расходы на осуществление
диспетчерского управления и эксплуатацию средств измерений и
автоматики.
66.3. В составе материальных расходов учитываются расходы на
приобретение воды, электрической и тепловой энергии, расходуемых на
технологические цели, включая расходы на компенсацию следующих
нормативных технологически необходимых затрат и технически неизбежных
потерь ресурсов:
тепловые потери через изоляцию трубопроводов тепловых сетей и с
потерями теплоносителей;
потери (в том числе с утечками) теплоносителей (пар, конденсат,
горячая вода) - без тепловой энергии, содержащейся в каждом из них;
затраты электроэнергии на привод насосов (подкачивающих,
смесительных, циркуляционных, дренажных и т.п.), а также другого
оборудования, обеспечивающего технологический процесс передачи и
распределения тепловой энергии.
66.4. Расходы на компенсацию указанных в подпункте 66.3 потерь и
затрат ресурсов определяются по действующим тарифам и ценам на каждый
из видов ресурсов, получаемых по договорам с поставщиками
(производителями), или по расходам на их производство в тех случаях,
когда ЭСО, наряду с оказанием услуг по передаче тепловой энергии и
теплоносителя, осуществляет производство данных ресурсов с последующим
их потреблением в процессе передачи тепловой энергии. Количественные
значения приведенных выше технологических затрат и потерь ресурсов
определяются по утвержденным в установленном порядке эксплуатационным
показателям (энергетическим характеристикам) тепловых сетей в
соответствии с Приложением N 3 к Методическим указаниям.";
44. Дополнить пункт 69 абзацами:
"Одноставочный тариф рассчитывается исходя из ставок за
электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от
числа часов использования заявленной мощности.
Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового
числа часов использования заявленной мощности:
от 6000 до 7000 часов;
от 5000 до 6000 часов;
от 4000 до 5000 часов;
от 3000 до 4000 часов;
от 2000 до 3000 часов.";
45. В формулах (85) и (87) пункта 71 обозначение "Эбаз1" заменить
на "Эотпбаз1";
46. В формулах (87) и (89) пункта 71 обозначение "Эпол1" заменить
на "Эотп1";
47. Формулу (94) пункта 71 заменить на:
эг э
"ТВ = Т x (SUMЭотпs - Эотп1)";
2-4 2-4 s
48. В пункте 73 слова: "в элементе "прочие"" исключить;
49. Пункт 77 изложить в следующей редакции:
"77. Для потребителей, применяющих одноставочные тарифы на
электроэнергию, рассчитанные согласно настоящим Методическим
указаниям, двухставочные тарифы преобразуются в одноставочные
эо
Т по формуле:
j
Т
эо Mj э
Т = ------- + T , (105)
j h j
maxj
где h - годовое число часов использования заявленной мощности.
maxj
Для диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности
применяются следующие расчетные значения h :
maxj
от 6000 до 7000 часов - 6500;
от 5000 до 6000 часов - 5500;
от 4000 до 5000 часов - 4500;
от 3000 до 4000 часов - 3500;
от 2000 до 3000 часов - 2500.";
50. Абзац второй пункта 78 после слов "в ОАО "СО - ЦДУ ЕЭС""
добавить:
"информации";
51. В пункте 78 слова "условно-переменных затрат" заменить на:
"сумма расходов на топливо";
52. Пункт 78 дополнить абзацами:
"Допускается производить дифференциацию тарифов на электрическую
энергию по двум зонам суток - "день" и "ночь". При расчете данных
тарифов используют следующие соотношения:
Тдень Эдень + ТнЭн
Тэгк(ср) = --------------------, (109.1)
Эпол
где:
Тцень, Тн - тарифные ставки продажи электроэнергии соответственно
в дневной и ночной зонах суточного графика нагрузок;
Эдень, Эн - объемы потребления электроэнергии соответственно в
дневной и ночной периоды.
Тарифная ставка продажи электроэнергии в ночной зоне определяется
по выражению (107).
Тарифная ставка продажи электроэнергии в дневной зоне
суточного графика нагрузок определяется по выражению:
Тэгк(ср) Эпол + ТнЭн
Тдень = -------------------- (109.2)";
Эдень
53. В абзаце первом подпункта 81.1 пункта 81 слова "по состоянию
на 1 апреля каждого года" заменить на:
"в соответствии с законодательством Российской Федерации";
54. В абзаце шестом подпункта 81.1 пункта 81 слова "состоянию на
1 апреля текущего года тариф" заменить на:
"ценам (тарифам) на продукцию (услуги), потребляемые
регулируемыми организациями, сложившимся на дату установления
региональной комиссией тарифа";
55. В абзаце седьмом подпункта 81.1 пункта 81 слова: "(с 1 апреля
текущего года до 1 января последующего года)" исключить;
56. В абзацах семь и восемь подпункта 81.1 пункта 81 слова: "(без
учета легкой и пищевой промышленности)" исключить;
57. Подпункт 81.1 пункта 81 дополнить абзацем:
"В соответствии с законодательством Российской Федерации
государственное регулирование тарифов может производиться отдельно в
отношении электрической энергии, поставляемой населению, в пределах
социальной нормы потребления и сверх социальной нормы потребления.";
58. Таблицу П1.3 изложить в следующей редакции:
"Таблица N П1.3
Расчет
технологического расхода электрической энергии
(потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных
электрических сетях)
-------------------------------------------------------------------------------
| N | Показатели |Ед. изм.| Базовый период |Период регулирования |
| п/п | | |---------------------|---------------------|
| | | |ВН |СН1|СН1|НН |Всего|ВН |СН1|СН1|НН |Всего|
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10|11 |12 | 13 |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1 |Технические потери| млн. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.1. |Потери холостого| млн. | | | | | | | | | | |
| |хода в| кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |трансформаторах | | | | | | | | | | | |
| |(а x б x в) | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь |кВт/МВА | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Суммарная мощность| МВА | | | | | | | | | | |
| |трансформаторов | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|в |Продолжительность | | | | | | | | | | | |
| |периода | час | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.2. |Потери в БСК и СТК| млн. | | | | | | | | | | |
| |(а x б) | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|------------|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь |тыс. кВт.ч в| | | | | | | | | |
| | | год/шт | | | | | | | | | |
|-----|------------------|------------|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Количество БСК и| шт. | | | | | | | | | | |
| |СТК | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.3. |Потери в| | | | | | | | | | | |
| |шунтирующих | млн. | | | | | | | | | | |
| |реакторах (а x б) | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|------------|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь |тыс. кВт.ч в| | | | | | | | | |
| | | год/шт | | | | | | | | | |
|-----|------------------|------------|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Количество | шт. | | | | | | | | | | |
| |реакторов | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.4. |Потери в СК и| млн. | | | | | | | | | | |
| |генераторах, | кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |работающих в| | | | | | | | | | | |
| |режиме СК, всего | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.4.1|Потери в СК| млн. | | | | | | | | | | |
| |номинальной | кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |мощностью --------| | | | | | | | | | | |
| |Мвар (а x б) | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь | тыс. | | | | | | | | | | |
| | |кВт.ч в | | | | | | | | | | |
| | |год/шт. | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Количество СК | шт. | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.4.2|Потери в СК| | | | | | | | | | | |
| |номинальной | млн. | | | | | | | | | | |
| |мощностью --------| кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |Мвар (а x б) | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Количество СК | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.4.3|... | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.5. |Потери на корону,| млн. | | | | | | | | | | |
| |всего | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.5.1|Потери на корону| млн. | | | | | | | | | | |
| |в линиях| кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |напряжением ------| | | | | | | | | | | |
| |кВ (а x б) | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|------------|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь |млн. кВт.ч в| | | | | | | | | |
| | | год/км | | | | | | | | | |
|-----|------------------|------------|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Протяженность | км | | | | | | | | | | |
| |линий | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.5.2|... | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.6. |Нагрузочные | млн. | | | | | | | | | | |
| |потери, всего | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.6.1|Нагрузочные потери| млн. | | | | | | | | | | |
| |в сетях ВН, СН1 и| кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |СН2 (а x б) | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь | % | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Отпуск в сеть | млн. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|1.6.2|Нагрузочные потери| млн. | | | | | | | | | | |
| |в сети НН (а x б) | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|а |Норматив потерь | тыс. | | | | | | | | | | |
| | |кВт.ч в | | | | | | | | | | |
| | | год/км | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|б |Протяженность | км | | | | | | | | | | |
| |линий НН | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|2 |Расход | млн. | | | | | | | | | | |
| |электроэнергии на| кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |собственные нужды| | | | | | | | | | | |
| |подстанций | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
|3 |Потери, | млн. | | | | | | | | | | |
| |обусловленные | кВт.ч | | | | | | | | | | |
| |погрешностями | | | | | | | | | | | |
| |приборов учета| | | | | | | | | | | |
| |электроэнергии | | | | | | | | | | | |
|-----|------------------|--------|---|---|---|---|-----|---|---|---|---|-----|
| | ИТОГО | млн. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------
";
59. Таблицу П1.4 изложить в следующей редакции:
"Таблица N П1.4
Баланс
электрической энергии в сети ВН, СН и НН (ЭСО,
региональные электрические сети)
(млн. кВт.ч)
-----------------------------------------------------------------------
| N | Показатели | Базовый| Период |
| п/п | | период | регулирования|
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|1 | Отпуск эл. энергии в сеть ВН, ВСЕГО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. | | |
| | от электростанций ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от других поставщиков (в т.ч. с| | |
| | оптового рынка) | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от других организаций (сальдо-переток)| | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|1.1. | Потери электроэнергии в сети ВН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | то же в % | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|1.2. | Отпуск из сети ВН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|1.2.1| Потребителям сети ВН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. | | |
| | собственным потребителям ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | потребителям, рассчитывающимся по| | |
| | прямым договорам | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|1.2.2| Сальдо-переток в другие организации | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|1.2.3| В сеть СН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|2 | Отпуск эл. энергии в сеть СН, ВСЕГО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. | | |
| | из сети ВН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от электростанций ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от других поставщиков (в т.ч. с| | |
| | оптового рынка) | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от других организаций (сальдо-переток)| | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|2.1 | Потери электроэнергии в сети СН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | то же в % | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|2.2 | Отпуск из сети СН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|2.2.1| Потребителям сети СН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | из них: | | |
| | собственным потребителям ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | потребителям, рассчитывающимся по| | |
| | прямым договорам | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | из них: | | |
| | собственным потребителям ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | потребителям, рассчитывающимся по| | |
| | прямым договорам | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|2.2.2| Сальдо-переток в другие организации | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|2.2.3| В сеть НН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|3 | Отпуск эл. энергии в сеть НН, ВСЕГО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. | | |
| | из сети СН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от электростанций ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от других поставщиков (в т.ч. с| | |
| | оптового рынка) | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | от других организаций (сальдо-переток)| | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|3.1 | Потери электроэнергии в сети НН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | то же в % | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|3.2 | Отпуск из сети НН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|3.2.1| Потребителям сети НН | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. | | |
| | собственным потребителям ЭСО | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
| | потребителям, рассчитывающимся по| | |
| | прямым договорам | | |
|-----|---------------------------------------|--------|--------------|
|3.2.2| Сальдо-переток в другие организации | | |
-----------------------------------------------------------------------
";
60. Таблицу П1.5 изложить в следующей реакции:
"Таблица N П1.5
Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО
(региональные электрические сети)
(тыс. кВт)
------------------------------------------------------------------------
| N | Показатели | Базовый| Период |
| п/п | | период | регулирования|
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| | Среднемесячная за период суммарная | | |
| | заявленная (расчетная) мощность | | |
| | потребителей, пользующихся | | |
| | региональными электрическими сетями, в | | |
| | максимум нагрузки | | |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
Страницы: 1 2 |