Основная информация
| Дата опубликования: | 06 августа 2004г. |
| Номер документа: | 6076 |
| Текущая редакция: | 17 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Принявший орган: | ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты федеральных органов исполнительной власти |
| Тип документа: | Приказы |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
В0402541В0906891
В200402541В202003295
ОПУБЛИКОВАНО:
БЮЛЛЕТЕНЬ НОРМАТИВНЫХ АКТОВ ФЕДЕРАЛЬНЫХ ОРГАНОВ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ВЛАСТИ, 01.11.2004, N 44, СТР. 3
РОССИЙСКАЯ ГАЗЕТА, 02.11.2004, N 242, СТР. 10
ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ТАРИФАМ, 05.11.2004, N 10, СТР. 1
РОССИЙСКАЯ ГАЗЕТА, 30.11.2004, N 265, СТР. 13, (ОПУБЛИКОВАННО УТОЧНЕНИЕ К ТЕКСТУ ДОКУМЕНТА)
ЗАРЕГИСТРИРОВАНО В МИНИСТЕРСТВЕ ЮСТИЦИИ РФ 20.10.2004 ПОД N 6076
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ
ПРИКАЗ
06.08.2004 N 20-э/2
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ
ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН
НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ
(ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ
<Изменения:
приказ Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2004 г. N 193-э/11; НГР:В0403075,
приказ Федеральной службы по тарифам от 14 декабря 2004 г. N 289-э/15; НГР:В0403128,
приказ Федеральной службы по тарифам от 28 ноября 2006 г. N 318-э/15; НГР:В0602161 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 30 января 2007 г. N 14-э/14; НГР:В0700111 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 31 июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 (изменения подлежат применению для расчетов тарифов на 2008 год и последующие годы)>
приказ Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2007 г. N 385-э/1; НГР:В0703797 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 22 декабря 2009 г. N 469-э/8; НГР:В0906570,
приказ Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 24.06.2011 N 303-э ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 26.12.2011 N 823-э ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 14.04.2014 N 625-э (изменения вступают в силу с 28 октября 2013 г.) ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 16.09.2014 N 1442-э (изменения вступают в силу с 11 ноября 2014 г.),
приказ Федеральной антимонопольной службы от 21.11.2017 N 1546/17 ,
приказ Федеральной антимонопольной службы от 29.03.2018 N 401/18 ,
приказ Федеральной антимонопольной службы от 29.05.2019 N 686/19 ,
приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
<См. также:
информационное письмо Федеральной службы по тарифам от 29 октября 2004 г. N ЕЯ-1958/14; НГР:В0402734,
информационное письмо Федеральной службы по тарифам от 14 сентября 2005 г. N СН-5495/14; НГР:В0502542 ,
решение Верховного Суда РФ от 24.06.2016 N АКПИ16-442 >
<Пояснения к порядку и условиям применения:
письмо Федеральной службы по тарифам от 18 февраля 2005 г. N СН-570/14; НГР:В0500262 >
<Пояснения к порядку и условиям применения п. 45 Методических указаний, утвержденных настоящим приказом: решение Высшего Арбитражного Суда РФ от 26 февраля 2006 г. N 16609/05; НГР:В0604409 >
В соответствии с Положением о Федеральной службе по тарифам, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332; НГР:Р0402890 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049), приказываю:
1. Утвердить прилагаемые методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.
2. Признать утратившими силу Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. N 49-э/8; НГР:В0202402 "Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002, регистрационный N 3760, опубликовано в Российской газете 25.09.2002 N 181), Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 14 мая 2003 г. N 37-э/1; НГР:В0301430 "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; НГР:В0202402" (зарегистрировано в Минюсте России 25.06.2003, регистрационный N 4822, опубликовано в Российской газете 11.09.2003 N 181).
3. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.
Руководитель Федеральной службы
по тарифам
С.Г. Новиков
Приложение
к Приказу
Федеральной службы по тарифам
от 6 августа 2004 г. N 20-э/2
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ
(ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ
<Не применяются при установлении тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами: приказ Федеральной антимонопольной службы от 29.05.2019 N 686/19 >
<Не применяются с 11 ноября 2014 г. в части государственного регулирования цен (тарифов) для населения на электрическую энергию (мощность): приказ Федеральной службы по тарифам от 16.09.2014 N 1442-э >
I. Общие положения
1. Настоящие "Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ; НГР:Р9501449 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 16, ст. 1316; 1999, N 7, ст. 880; 2003, N 2, ст. 158; N 13, ст. 1180; N 28, ст. 2894), Федеральным законом "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ; НГР:Р0301027 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177), "Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее - Основы ценообразования) и "Правилами государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (далее - "Правила регулирования"), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109; НГР:Р0400656 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791).
2. Методические указания предназначены для использования регулирующими органами (федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов), органами местного самоуправления, регулируемыми организациями для расчета методом экономически обоснованных расходов уровней регулируемых тарифов и цен на розничном (потребительском) рынке электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ; НГР:Р9501449, Федеральном законе "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ; НГР:Р0301027 и в Постановлении Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109; НГР:Р0400656 и Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861; НГР:Р0405669 (Собрание законодательства Российской Федерации 2004, N 52 (часть II), ст. 5525; 2006, N 37, ст. 3876; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771).
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
4. <Утратил силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
II. Виды регулируемых цен и тарифов, применяемых
на потребительских рынках электрической энергии
(мощности) и тепловой энергии (мощности)
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
III. Формирование тарифов на электрическую и тепловую
энергию на потребительском рынке
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
IV. Основные методические положения по формированию
регулируемых тарифов (цен) с использованием
метода экономически обоснованных расходов
14. Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, которые не являются основным видом их деятельности, распределение косвенных расходов между регулируемыми и нерегулируемыми видами деятельности по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально прямым расходам.
Для организаций, осуществляющих производство (передачу) электрической (тепловой) энергии сторонним потребителям (субабонентам) и для собственного потребления, распределение расходов по указанному виду деятельности между субабонентами и организацией по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально отпуску (передаче) электрической (тепловой) энергии.
При установлении тарифов (цен) не допускается повторный учет одних и тех же расходов по указанным видам деятельности.
15. При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования.
Расчетный годовой объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого в установленном порядке сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - сводный баланс).
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
16. Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета.
17. Если деятельность организации регулируется более чем одним регулирующим органом, то регулирующие органы обязаны согласовывать устанавливаемые ими размеры необходимой валовой выручки с тем, чтобы суммарный объем необходимой валовой выручки возмещал экономически обоснованные расходы и обеспечивал экономически обоснованную доходность инвестированного капитала этой организации в целом по регулируемой деятельности.
18. Если организация осуществляет кроме регулируемой иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные от этих видов деятельности доходы (убытки) не учитываются при расчете регулируемых тарифов (цен).
19. При установлении тарифов регулирующие органы принимают меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.
В случае если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.
20. Если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен), в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).
21. Необходимая валовая выручка (далее - НВВ) на период регулирования, для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности, с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств, рассчитывается по формуле:
НВВ = НВВ +/- ДельтаНВВ, (2)
р
где:
НВВ - необходимый доход регулируемой организации в расчетном
р
периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных
расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли,
определяемой в соответствии с настоящими Методическими указаниями;
ДельтаНВВ - экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВр (со знаком "-") по статьям расходов в соответствии с пунктами 19 и 20 настоящих Методических указаний.
V. Расчет расходов,
относимых на регулируемые виды деятельности
22. В необходимую валовую выручку включаются планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), и расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения).
22.1. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие составляющие расходов:
1) топливо, определяемое на основе пункта 22 Основ ценообразования;
2) покупная электрическая энергия, определяемая в соответствии с пунктом 23 Основ ценообразования;
3) оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемая на основе пункта 24 Основ ценообразования;
4) сырье и материалы, определяемые в соответствии с пунктом 25 Основ ценообразования;
5) ремонт основных средств, определяемый на основе пункта 26 Основ ценообразования;
6) оплата труда, определяемая на основе пункта 27 Основ ценообразования;
7) амортизация основных средств, определяемая на основе пункта 28 Основ ценообразования;
8) выпадающие доходы сетевой организации при оплате заявителем технологического присоединения, энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), в объеме, не превышающем 550 рублей, расходы на выплату процентов по кредитным договорам, связанным с рассрочкой по оплате технологического присоединения субъектов малого и среднего предпринимательства при присоединении энергопринимающих устройств максимальной мощностью свыше 15 кВт и до 100 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);
<Введен приказом Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
9) другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, в том числе расходы, связанные с осуществлением коммерческого учета электроэнергии, расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
<Нумерация пунктов 8,9 дана в ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
22.2. Внереализационные расходы (рассчитываемые с учетом внереализационных доходов), в том числе расходы по сомнительным долгам. При этом в составе резерва по сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность, возникшая при осуществлении соответствующего регулируемого вида деятельности. Уплата сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в тариф в предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль организаций.
В состав внереализационных расходов включаются также расходы на консервацию основных производственных средств, используемых в регулируемых видах деятельности.
22.3. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:
1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;
2) выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов;
3) взносы в уставные (складочные) капиталы организаций;
4) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.
23. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использовать в расчетах экспертные оценки, основанные на отчетных данных, представляемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность.
24. Планируемые расходы по каждому виду регулируемой деятельности рассчитываются как сумма прямых и косвенных расходов. Прямые расходы относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности.
Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, по решению регионального органа производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально условно-постоянным расходам;
- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.
25. Регулирующие органы на основе предварительно согласованных с ними мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязаны в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.
VI. Ценообразование для отдельных групп потребителей
электрической и тепловой энергии (мощности)
<Утратил силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
VII. Расчет экономически обоснованного уровня
цены на электрическую энергию на шинах и тепловую энергию
на коллекторах производителей энергии (энергоснабжающей
организации) - субъекта розничного рынка
<Утратил силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
VIII. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической
энергии по региональным электрическим сетям
43. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и/или устройства преобразования электрической энергии, в результате которых обеспечиваются:
передача электрической энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в электрические сети других организаций (собственников);
поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии;
содержание в соответствии с техническими требованиями к устройству и эксплуатации собственных электроустановок и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.
44. Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации:
на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
на среднем втором напряжении: (СН 11) 20 - 1 кВ;
на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.
45. При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях.
46. При определении тарифа на 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 указанных потребителей.
47. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВ )
сети
сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче
электрической энергии по сетям высокого, среднего первого,
среднего второго и низкого напряжения, определяется исходя из:
- расходов по осуществлению деятельности по передаче электрической энергии, в том числе: часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче электрической энергии, а также расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии, принимаемой из сети, присоединенной к сети рассматриваемой организации;
- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.
48. Необходимая валовая выручка НВВ распределяется по
сети
уровням напряжения по следующим формулам:
п пр
НВВ = Р + Р (11)
вн вн вн
п
Р = А + ПРН + НИ (11.1)
вн вн вн вн
У
пр п вн
Р = (НВВ - Р ) x ------ (11.2)
вн SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.3)
сн1 сн1 сн1
п
Р = А + ПРН + НИ (11.4)
сн1 сн1 сн1 сн1
У
пр п сн1
Р = (НВВ - Р ) x ------ (11.5)
сн1 SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.6)
сн11 сн11 сн11
п
Р = А + ПРН + НИ (11.7)
сн11 сн11 сн11 сн11
У
пр п сн11
Р = (НВВ - Р ) x ------- (11.8)
сн11 SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.9)
нн нн нн
п
Р = А + ПРН + НИ (11.10)
нн нн нн нн
У
пр п нн
Р = (НВВ - Р ) x ------, (11.11)
нн SUMУ
где:
НВВ - суммарный расчетный объем необходимой валовой выручки,
обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с
учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по
передаче электрической энергии;
НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - расчетный объем необходимой
вн сн1 сн11 нн
валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически
обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на
осуществление деятельности по передаче электрической энергии
соответственно по сетям (объектам электросетевого хозяйства)
высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения;
А , А , А , А - амортизационные отчисления на полное
вн сн1 сн11 нн
восстановление основных производственных фондов, по принадлежности
к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2
(таблицы 2.1 и 2.2). Прочая амортизация в целях определения НВВ
для каждого уровня напряжения учитывается в составе прочих
(распределяемых) расходов; ПРН , ПРН , ПРН , ПРН - прямые
вн сн1 сн11 нн
расходы из прибыли на производственное развитие (с учетом налога
на прибыль), относимые, соответственно, на ВН, СН1, СН11, НН:
по ВЛЭП и КЛЭП - в соответствии с таблицей 2.1 Приложения 2;
по подстанциям, трансформаторным подстанциям, комплексным
трансформаторным подстанциям и распределительным пунктам -
пропорционально мощности трансформатора на соответствующем уровне
напряжения;
НИ , НИ , НИ , НИ - налог на имущество, база для
вн сн1 сн11 нн
которого исчисляется в соответствии с принадлежностью такого
имущества к тому или иному уровню напряжения в соответствии с
Приложением 2 (таблицы 2.1 и 2.2). Налог на имущество,
рассчитанный от прочей базы в целях определения НВВ для каждого
уровня напряжения, учитывается в составе прочих (распределяемых)
расходов;
п
Р - суммарные прямые расходы сетевой организации, включающие
в себя амортизационные отчисления, расходы на производственное
развитие и налог на имущество;
SUMУ - сумма условных единиц по оборудованию всех уровней
напряжения, определяется в соответствии с Приложением 2;
У , У , У и У - суммы условных единиц по
вн сн1 сн11 нн
оборудованию, отнесенных соответственно к высокому, среднему
первому, среднему второму и низкому уровням напряжения,
определяемых в соответствии с Приложением 2;
пр пр пр пр
Р , Р , Р , Р - прочие расходы сетевой организации,
вн сн1 сн11 нн
относимые на соответствующий уровень напряжения и рассчитываемые
по формулам (11.2), (11.5), (11.8) и (11.11).
Объекты электросетевого хозяйства учитываются на
соответствующем уровне напряжения согласно условным единицам.
В целях раздельного учета в НВВ расходов на содержание
вн
объектов электросетевого хозяйства, относимых к единой
национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и не
относимых к ЕНЭС, указанные расходы региональным органом
рекомендуется распределять в соответствии с Приложением N 3.
Передача электрической энергии из сетей территориальной сетевой организации, расположенной в одном субъекте Российской Федерации, в сеть территориальной сетевой организации, расположенной в другом субъекте Российской Федерации (далее - транзит), учитывается при установлении тарифов на передачу электрической энергии обеих сетевых организаций, если по итогам предыдущего периода регулирования из сетей одной из сетевых организаций (первая сетевая организация) в сеть другой (вторая сетевая организация) была передана электрическая энергия в большем объеме, чем было передано в ее сети. При этом вторая сетевая организация является плательщиком за транзит (организация-плательщик), а первая сетевая организация является получателем за транзит (организация-получатель).
Расходы территориальной сетевой организации-плательщика на оплату транзита включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии для иных потребителей ее услуг. Доходы от предоставления транзита по сетям сетевой организации-получателя и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых ею иным потребителям, должны суммарно обеспечивать ее необходимую валовую выручку.
Расчет размера платы за указанную услугу производится в соответствии с пунктами 49, 50, 51, 52 и 53 настоящих Методических указаний, при этом величина заявленной мощности в отношении транзита определяется исходя из величины сальдированного перетока электроэнергии (мощности) по итогам предыдущего периода регулирования.
Расходы территориальной сетевой организации, связанные с временным осуществлением функций гарантирующего поставщика, не компенсируемые сбытовой надбавкой, подлежат компенсации путем их включения в следующем периоде регулирования в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии (в том числе в состав их предельных уровней), устанавливаемых в отношении потребителей, которые обслуживались в предыдущем периоде регулирования этой организацией, выступавшей в качестве гарантирующего поставщика, пропорционально отпуску электрической энергии указанным потребителям в предыдущем периоде регулирования.
<В ред.
приказа Федеральной службы по тарифам от 28 ноября 2006 г. N 318-э/15; НГР:В0602161 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 30 января 2007 г. N 14-э/14; НГР:В0700111 >
49.<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
50 .<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
51. Для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному котловому тарифу, указанный тариф на услуги по передаче электрической энергии определяется следующим образом:
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл ВН i ВН ПОТ
Т = -------------------- + Т руб./МВт·ч (13)
ВН n ПО ВН
SUM Э
i ВН
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл СН1 i СН1 ПОТ
Т = --------------------- + Т руб./МВт·ч (13.1)
СН1 n ПО СН1
SUM Э
i СН1
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл СН2 i СН2 ПОТ
Т = --------------------- + Т руб./МВт·ч (13.2)
СН2 n ПО СН2
SUM Э
i СН2
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл ВН i НН ПОТ
Т = -------------------- + Т руб./МВт·ч (13.3)".
НН n ПО НН
SUM Э
i НН
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
52.<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
53. .<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
49. Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии осуществляется с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым пунктом 27 настоящих Методических указаний предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).
Расчет единых на территории субъекта Российской Федерации тарифов на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровням напряжения, для потребителей услуг по передаче электрической энергии (кроме сетевых организаций) (далее в данном пункте, а также в пунктах 54.1 и 54.2 - потребители), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - единые (котловые) тарифы), производится на основе НВВ, рассчитанной в соответствии с пунктом 47 Методических указаний для каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. Указанная НВВ дифференцируется по уровням напряжения в соответствии с пунктом 48 Методических указаний.
Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации устанавливаются одновременно в двух вариантах:
- двухставочный;
- одноставочный.
Для расчета единых (котловых) тарифов на территории субъекта Российской Федерации на каждом уровне напряжения суммируются НВВ всех сетевых организаций по соответствующему уровню напряжения.
При наличии согласования между высшими должностными лицами субъектов Российской Федерации (руководителями высших исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации), ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии могут устанавливаться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в целях обеспечения их равенства для всех потребителей услуг, расположенных на территориях 2 и более субъектов Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность), в соответствии с настоящими Методическими указаниями.
Для территориальных сетевых организаций, находящихся в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, единые (котловые) тарифы устанавливаются отдельно.
Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии, которые территориальные сетевые организации оказывают друг другу, то есть для взаиморасчетов пары сетевых организаций (далее - индивидуальные тарифы), определяются исходя из разности между тарифной выручкой сетевой организации - получателя услуги по передаче электрической энергии, получаемой ею от потребителей электрической энергии на всех уровнях напряжения, и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях и средств, получаемых (оплачиваемых) от других сетевых организаций).
Расходы территориальной сетевой организации на оплату предоставляемых ей услуг по передаче электрической энергии прочими сетевыми организациями включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии электрической энергии для иных потребителей ее услуг, а доходы от предоставления услуги сетевой организации, предоставляющей услугу по передаче электрической энергии, и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых иным потребителям, должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.
Установление единых (котловых) тарифов, дифференцированных по уровням напряжения, и индивидуальных тарифов осуществляется на основании показателей, представленных в Таблице N П1.30.
<В ред.
приказа Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2007 г. N 385-э/1; НГР:В0703797 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 ,
приказа Федеральной антимонопольной службы от 29.03.2018 N 401/18 >
50. Расчет двухставочных единых (котловых) тарифов предусматривает определение двух ставок:
- единой ставки на содержание электрических сетей
соответствующего уровня напряжения в расчете за МВт заявленной
СОД СОД СОД СОД
мощности потребителя Т , Т , Т и Т ;
ВН СН1 СН2 НН
- единой ставки на оплату технологического расхода (потерь)
электроэнергии в процессе ее передачи потребителям по сетям
соответствующего уровня напряжения, определяемого исходя из
сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической
энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России
по субъектам Российской Федерации, рассчитанного с учетом
нормативных технологических потерь, утверждаемых Министерством
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
энергетики Российской Федерации, Т , Т , Т и Т .
ВН СН1 СН2 НН
СОД СОД СОД
Ставки на содержание электрических сетей Т , Т , Т и
ВН СН1 СН2
СОД
Т на соответствующем уровне напряжения определяются следующим
НН
образом:
Высокое напряжение 110 кВ и выше
SUM НВВ
СОД ВН
Т = -----------------------------, (15.4)
ВН ПО СН1 СН2
SUM(N + N + N ) x М
ВН ВН ВН
руб./МВт в месяц
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
СОД СН1
SUM НВВ + (Т x SUM N x М)
СОД СН1 ВН ВН
Т = -----------------------------------, (15.5)
СН1 ПО СН2 НН
SUM(N + N + N ) x М
СН1 СН1 СН1
руб./МВт в месяц
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
СОД СН2 СОД СН2
SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)
СОД СН2 ВН ВН СН1 СН1
Т = -----------------------------------------------------------, (15.6)
СН2 ПО НН
SUM(N + N ) x М
СН2 СН2
руб./МВт в месяц
Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже
СОД НН СОД НН
SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)
СОД НН СН1 СН1 СН2 СН2
Т = -----------------------------------------------------------, (15.7)
НН ПО
SUM N x М
НН
руб./МВт в месяц
где:
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
НН
сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН2
сетевой организации (i, r) на среднем втором уровне
напряжения (СН2), без учета объема мощности опосредованно (через
энергетические установки производителя электрической энергии)
присоединенных к электрической сети потребителей, в соответствии с
пунктом 55 настоящих Методических указаний, МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН1
сетевой организации (i, r) на среднем первом уровне напряжения
(СН1), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором
уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение
производителя электроэнергии соответствует среднему первому уровню
напряжения, МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
ВН
сетевой организации (i, r) на высоком уровне напряжения (ВН), с
учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором
уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение
производителя электроэнергии соответствует высокому уровню
напряжения, МВт;
НН
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН2
сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная
с уровня напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
НН
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН1
сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная
с уровня напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
СН2
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
СН1
уровня напряжения СН1 на уровень напряжения СН2, учтенная в
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности), МВт;
СН2
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
СН1
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - НВВ на соответствующем
ВН СН1 СН2 НН
уровне напряжения, руб.
Знак SUM означает суммирование по сетевым организациям
субъекта Российской Федерации.
Ставки на оплату технологического расхода (потерь)
ПОТ ПОТ СОД СОД
электроэнергии Т , Т , Т и Т на соответствующем уровне
ВН СН1 СН2 НН
напряжения определяются следующим образом:
Высокое напряжение 110 кВ и выше
ПОТ
SUM З
ПОТ ВН
Т = -----------------------------, (15.8)
ВН ПО СН1 СН2 руб./МВт·ч
SUM(Э + Э + Э )
ВН ВН ВН
ПОТ ЭС ПОТ
З = Т x Э , (15.9)
ВН ВН тыс. руб.
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
ПОТ
SUM З
ПОТ СН1
Т = -----------------------------, (15.10)
СН1 ПО СН2 НН руб./МВт·ч
SUM(Э + Э + Э )
СН1 СН1 СН1
ПОТ ЭС ПОТ СН1
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ , (15.11)
СН1 СН1 НВ тыс. руб.
СН1 ПОТ СН1
ДельтаЗ = Т x Э , (15.12)
ВН ВН ВН тыс. руб.
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
ПОТ
SUM З
ПОТ СН2
Т = ------------------, (15.13)
СН2 ПО НН руб./МВт·ч
SUM(Э + Э )
СН2 СН2
ПОТ ЭС ПОТ СН2 СН2
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.14)
СН2 СН2 ВН СН1 тыс. руб.
СН2 ПОТ СН2
ДельтаЗ = Т x Э , (15.15)
ВН ВН ВН тыс. руб.
СН2 ПОТ СН2
ДельтаЗ = Т x Э , (15.16)
СН1 СН1 СН1 тыс. руб.
Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже
ПОТ
SUM З
ПОТ НН
Т = ----------, (15.17)
НН ПО руб./МВт·ч
SUM Э
НН
ПОТ ЭС ПОТ НН НН
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.18)
НН НН СН1 СН2 тыс. руб.
НН ПОТ НН
ДельтаЗ = Т x Э , (15.19)
СН1 СН1 СН1 тыс. руб.
НН ПОТ НН
ДельтаЗ = Т x Э , (15.20)
СН2 СН2 СН2 тыс. руб.
где:
ПО ПО ПО ПО
Э , Э , Э и Э - плановый отпуск из сети электроэнергии
ВН СН1 СН2 НН
потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт.ч;
СН1 СН2 СН2 НН НН
Э , Э , Э , Э и Э - плановая трансформация
ВН ВН СН1 СН1 СН2
электроэнергии из сети более высокого уровня напряжения (нижний
индекс) в смежную сеть более низкого уровня напряжения (верхний
индекс), МВт;
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
З , З , З , З - расходы на оплату потерь в сетях
ВН СН1 СН2 НН
соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
Э , Э , Э и Э - величина технологического расхода
ВН СН1 СН2 НН
(потерь) электроэнергии в сети на ВН, СН1, СН2 и НН,
соответственно, млн. кВт.ч;
СН1 СН2 СН2 НН НН
ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ и ДельтаЗ -
ВН ВН СН1 СН1 СН2
часть расходов на оплату потерь электроэнергии в сети более
высокого напряжения (нижний индекс), учитываемая при расчете
ставки на компенсацию потерь электроэнергии в сети более низкого
напряжения (верхний индекс), тыс. руб.
ЭС ПОТ ЭС ПОТ
Т x Э = SUM , SUM Т x Э , где i = ВН, СН1, СН2 и НН
i g s sg si
ЭС
Т - тариф покупки потерь электроэнергии, руб./МВт.ч.
sg
Тариф покупки потерь устанавливается регулирующим органом для каждой сетевой организации (s), входящей в состав потребителей 4 группы, отдельно по каждому ГП (g) и рассчитывается следующим образом:
э пот N пот
Т x Э + Т x N
ЭС св s,g св s,g усл
Т = ----------------------------- + Т , (руб./МВт·ч) (15.21)
sg пот
Э
s,g
где:
э
T - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
св
энергии за 1 МВт.ч, определенная в соответствии с пунктом 63.1
настоящих Методических указаний;
N
T - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
св
расчетной мощности, определенная в соответствии с пунктом 63.1
настоящих Методических указаний.
пот
Э - потери электрической энергии в сети (s), учтенные в
sg
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности) (МВт.ч)
пот
N - потери электрической мощности в сети (s), учтенные в
sg
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности) (с учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ,
учтенной в сводном прогнозном балансе производства и поставок
электрической энергии (мощности)) (МВт.ч);
усл
Т - сбытовая надбавка и услуги, оказание которых является
неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией
потребителей и размер платы за которые в соответствии с
законодательством Российской Федерации подлежит государственному
регулированию (руб./МВт.ч);
В случае если какая-либо сетевая организация не представила необходимых данных для целей формирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии, то единый (котловой) тариф рассчитывается исходя из данных, использованных для установления тарифов на услуги по передаче электрической энергии на текущий период регулирования.
<Введен приказом Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 >
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
52. Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются одновременно в двух вариантах:
- двухставочный;
- одноставочный.
Расчет двухставочного индивидуального тарифа предусматривает определение двух ставок:
- ставки на содержание электрических сетей в расчете на МВА
(МВт) суммарной присоединенной (заявленной) мощности без разбивки
СОД
по напряжениям ТС ;
- ставки на оплату технологического расхода (потерь)
электрической энергии на ее передачу в расчете на МВт·ч без
ПОТ
разбивки по напряжениям ТС .
Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на содержание электрических сетей является присоединенная (заявленная) мощность сетевой организации.
Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии является плановый сальдированный переток электроэнергии между сетевыми организациями. Оплата услуг осуществляется за фактический объем сальдированного перетока.
Избыток/недостаток средств, относимый на содержание
СОД ПОТ
электрических сетей Р и на потери электроэнергии Р , который
должна получить сетевая организация, рассчитывается следующим
образом:
СОД СОД ПО СОД ПО
Р = (Т x N x М - НВВ ) + (Т x N x М - НВВ ) + руб. (15.21)
ВН ВН ВН СН1 СН1 СН1
СОД ПО СОД ПО
+ (Т x N x М - НВВ ) + (Т x N x М - НВВ ),
СН2 СН2 СН2 НН НН НН
ПОТ ПОТ ПО ПОТ ПОТ ПО ПОТ
Р = (Т x Э - З ) + (Т x Э - З ) + руб. (15.22)
ВН ВН ВН СН1 СН1 СН1
ПОТ ПО ПОТ ПОТ ПО ПОТ
+ (Т x Э - З ) + (Т x Э - З )
СН2 СН2 СН2 НН НН НН
В случае, если сетевая организация по заключенным договорам получает плату от нескольких сетевых организаций, ее избыток/недостаток должен учитывать совокупные платежи от всех таких организаций.
При этом НВВ любой сетевой организации региона должна суммарно обеспечиваться за счет платежей от потребителей, а также от сетевых организаций.
СОД
Ставка на содержание электрических сетей ТС , установленная
для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая
организация - плательщик рассчитывается с сетевой
организацией - получателем платы, определяется следующим образом:
СОД
СОД Р
ТС = -------, руб./МВА в месяц (руб./МВт в месяц) (15.23)
N x М
где:
N - суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на
всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА
(МВт).
Ставка на оплату технологического расхода (потерь)
ПОТ
электрической энергии ТС , установленная для сетевой
организации - получателя платы, по которой сетевая
организация - плательщик рассчитывается с организацией -
получателем платы, определяется следующим образом:
ПОТ
ПОТ Р
ТС = ---------, руб./МВт·ч (15.24)
ПЕРЕТ
Э
где:
ПЕРЕТ
Э - суммарный сальдированный переток электроэнергии из
сети сетевой организации - получателя платежа в сеть сетевой
организации-плательщика во всех точках присоединения на всех
уровнях напряжения, МВт·ч.
При поступлении платежей потребителей по заключенным договорам
только в одну сетевую организацию,индивидуальные тарифы определяются по формулам (15.23) и (15.24),
СОД ПОТ
с учетом того, что Р и Р рассчитываются следующим образом:
СОД
Р = НВВ + НВВ + НВВ + НВВ , руб. (15.25)
ВН СН1 СН2 НН
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
Р = З + З + З + З , руб. (15.26)
ВН СН1 СН2
Расчет одноставочного индивидуального тарифа производится следующим образом:
дек сод з(п) пот перет
SUM (ТС x N ) + (ТС x Э )
ВР янв
Т = ----------------------------------------- (руб./МВт·ч);
перет (руб./МВА·ч)
Э (13.4)
з(п)
N - суммарная величина присоединенной (заявленной)
мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения
сетевой МВА (МВт).
<Введен приказом Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 >
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
55. Для потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, регулирующий орган устанавливает тарифы с учетом следующих особенностей оплаты услуг по передаче электрической энергии:
в случае если все энергопринимающие устройства потребителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии и потребитель получает от данного производителя весь объем потребляемой электрической энергии, потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии по установленной ставке тарифа на содержание электрических сетей для уровня напряжения, на котором производитель присоединен к электрическим сетям сетевой организации по напряжению станции наиболее высокого уровня;
в случае, если часть энергопринимающих устройств потребителя присоединена к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, а часть - непосредственно, величина заявленной мощности потребителя указывается отдельно для непосредственных присоединений и присоединений к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии. При этом потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии:
при присоединении к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии - за заявленную мощность энергоустановок, присоединенных к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, аналогично положениям абзаца второго настоящего пункта;
при непосредственном присоединении - по установленному тарифу на услуги по передаче электрической энергии для уровня напряжения, на котором энергопринимающие устройства потребителя непосредственно присоединены к электрическим сетям сетевой организации (с учетом пункта 45 Методических указаний). При этом оплата производится по ставке тарифа на содержание электрических сетей - за заявленную мощность энергоустановок, непосредственно присоединенных к электрическим сетям, а по ставке тарифа на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии - за объем электрической энергии, получаемой потребителем из электрической сети.
<В ред.
приказа Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2007 г. N 385-э/1; НГР:В0703797 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 ,
приказа Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
55.1 <Утратил силу: приказ Федеральной службы по тарифам от 14.04.2014 N 625-э >
56. <Исключен: приказ Федеральной службы по тарифам от 28 ноября 2006 г. N 318-э/15; НГР:В0602161 >
57. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональные электрические сети) (Таблица П1.3);
баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН1 и НН (Таблица П1.4);
электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО (Таблица П1.5);
структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО (Таблица П1.6);
расчет суммы платы на услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (Таблица П1.13);
смета расходов (Таблица П1.15);
расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
расчет среднегодовой стоимости основных производственных фондов по линиям электропередачи и подстанциям (Таблица П1.17.1);
калькуляция расходов, связанных с передачей электрической энергии (Таблица П1.18.2);
расчет источников финансирования капитальных вложений (ТаблицаП 1.20);
справка о финансировании и освоении капитальных вложений в электросетевое строительство (передача электроэнергии) (Таблица П1.20.3);
расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электрической энергии (Таблица П1.21.3);
расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей (Таблица П1.24);
расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям (Таблица П1.25);
экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.27);
расчет условных единиц для распределения общей необходимой валовой выручки на содержание электрических сетей по уровням напряжения (Приложение 2);
бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.
IX. Расчет размера платы за услуги
по передаче тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
X. Расчет тарифов по группам потребителей электрической
и тепловой энергии на потребительском рынке
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
XI. Тарифы на электрическую энергию (мощность),
реализуемую по двусторонним договорам
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Приложение 1
Таблица N П1.1.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.1.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.2.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.2.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.3
Расчет технологического расхода электрической энергии
(потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных
электрических сетях)
п.п.
Показатели
Ед. изм.
Базовый период
Период регулирования
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
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 хода в трансформаторах (а х б х в)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
кВт/МВА
б
Суммарная мощность трансформаторов
МВА
в
Продолжительность периода
час
1.2.
Потери в БСК и СТК (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.3.
Потери в шунтирующих реакторах (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.4.
Потери в синхронных компенсаторах (СК)
млн. кВт.ч
1.4.1.
Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а х б)
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.4.2.
Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а х б)
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.4.3.
...
1.5.
Потери электрической энергии на корону, всего
млн. кВт.ч
1.5.1.
Потери на корону в линиях напряжением ___ кВ (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
млн. кВт.ч в год/км
б
Протяженность линий
км
1.5.2.
...
млн. кВт.ч
1.6.
Нагрузочные потери, всего
1.6.1.
Нагрузочные потери в сети ВН, СН1, СН11 (а х б х в)
а
Норматив потерь
%
б
Поправочный коэффициент
в
Отпуск в сеть ВН, СН1 и СН11
млн. кВт.ч
1.6.2.
Нагрузочные потери в сети НН (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/км
б
Протяженность линий 0,4 кВ
км
2.
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
млн. кВт.ч
3.
Потери, обусловленные погрешностями приборов учета
млн. кВт.ч
4.
Итого
млн. кВт.ч
Таблица N П1.4
Баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН11 и НН
млн. кВт.ч
п.п.
Показатели
Базовый период
Период регулирования
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.
Поступление эл. энергии в сеть, ВСЕГО
1.1.
из смежной сети, всего
в том числе из сети
ВН
СН1
СН11
1.2.
от электростанций ПЭ (ЭСО)
1.3.
от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)
1.4.
поступление эл. Энергии от других организаций
2.
Потери электроэнергии в сети
то же в % (п. 1.1/п. 1.3)
3.
Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды
4.
Полезный отпуск из сети
4.1.
в т.ч.
собственным потребителям ЭСО
из них:
потребителям, присоединенным к центру питания
на генераторном напряжении
4.2.
потребителям оптового рынка
4.3.
сальдо переток в другие организации
Таблица N П1.5
Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО
МВт
п.п.
Показатели
Базовый период
Период регулирования
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.
Поступление мощности в сеть, ВСЕГО
1.1.
из смежной сети
1.2.
от электростанций ПЭ
от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)
от других организаций
2.
Потери в сети
то же в %
3.
Мощность на производственные и хозяйственные нужды
4.
Полезный отпуск мощности потребителям
4.1.
в т.ч.
Заявленная (расчетная) мощность собственных потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями
4.2.
Заявленная (расчетная) мощность потребителей оптового рынка
4.3.
в другие организации
Таблица N П1.6
Структура полезного отпуска электрической энергии
(мощности) по группам потребителей ЭСО
N
Группа потребителей
Объем полезного отпуска
электроэнергии, млн. кВт.ч
Заявленная (расчетная)
мощность, тыс. кВт
Число ча-
сов ис-
пользова-
ния, час
Доля потребления на разных
диапазонах напряжений, %
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Базовый период
1.
Базовые потребители
Потребитель 1
Потребитель 2
...
2.
Население
3.
Прочие потребители
3.1.
в том числе
Бюджетные потребители
4.
Итого
Период регулирования
1.
Базовые потребители
Потребитель 1
Потребитель 2
...
2.
Население
3.
Прочие потребители
3.1.
в том числе
Бюджетные потребители
4.
Итого
Таблица N П1.7
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.8
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.9
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.10
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.11
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.12
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.13
Расчет суммы платы на услуги
по организации функционирования и развитию ЕЭС России,
оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике,
организации функционирования торговой системы оптового
рынка электрической энергии (мощности), передаче
электрической энергии по единой национальной
(общероссийской) электрической сети
п.п.
Наименование показателей
Объем
электроэнергии,
млн. кВт.ч
Размер платы за
услуги,
руб./тыс. кВт.ч
Сумма платы за
услуги тыс. руб.
1
2
3
4
5
Базовый период
Период регулирования
Таблица N П1.14
Расчет суммы платы за пользование
водными объектами предприятиями гидроэнергетики
(водный налог)
п.п.
Наименование показателей
Выработка
электроэнергии
млн. кВт.ч
Ставка водного
налога коп./
кВт.ч
Сумма платы
тыс. руб.
1
2
3
4
5
Базовый период
1.
ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)
Период регулирования
2.
ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)
Таблица N П1.15
Смета расходов <*>
п.п.
Наименование показателя
Базовый
период
Период
регули-
рования
1
2
3
4
1.
Сырье, основные материалы
2.
Вспомогательные материалы
из них на ремонт
3.
Работы и услуги производственного характера
из них на ремонт
4.
Топливо на технологические цели
5.
Энергия
5.1.
Энергия на технологические цели (покупная энергия Таблица N П1.12)
5.2.
Энергия на хозяйственные нужды
6.
Затраты на оплату труда
из них на ремонт
7.
Отчисления на социальные нужды
из них на ремонт
8.
Амортизация основных средств
9.
Прочие затраты всего, в том числе:
9.1.
Целевые средства на НИОКР
9.2.
Средства на страхование
9.3.
Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)
9.4.
Оплата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети
9.5.
Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)
9.6.
Водный налог (ГЭС)
9.7.
Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)
9.7.1.
Налог на землю
9.7.2.
Налог на пользователей автодорог
9.8.
Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего
в т.ч.
9.8.1.
Арендная плата
10.
Итого расходов
из них на ремонт
11.
Недополученный по независящим причинам доход
12.
Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования
13.
Расчетные расходы по производству продукции (услуг)
в том числе:
13.1.
- электрическая энергия
13.1.1.
производство электроэнергии
13.1.2.
покупная электроэнергия
13.1.3.
передача электроэнергии
13.2.
- тепловая энергия
13.2.1.
производство теплоэнергии
13.2.2.
покупная теплоэнергия
13.2.3.
передача теплоэнергии
13.3.
- прочая продукция
_________________
<*> - Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
Таблица N П1.16
Расчет расходов на оплату труда <*>
N
Показатели
Ед. изм.
Базовый
период
Период
регули-
рования
1
2
3
4
5
1.
Численность
Численность ППП
чел.
2.
Средняя оплата труда
2.1.
Тарифная ставка рабочего 1 разряда
руб.
2.2.
Дефлятор по заработной плате
2.3.
Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора
руб.
2.4.
Средняя ступень оплаты
2.5.
Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда
руб.
2.6.
Среднемесячная тарифная ставка ППП
- " -
2.7.
Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника
2.7.1.
процент выплаты
%
2.7.2.
сумма выплат
руб.
2.8.
Текущее премирование
2.8.1.
процент выплаты
%
2.8.2.
сумма выплат
руб.
2.9.
Вознаграждение за выслугу лет
2.9.1.
процент выплаты
%
2.9.2.
сумма выплат
руб.
2.10.
Выплаты по итогам года
2.10.1.
процент выплаты
%
2.10.2.
сумма выплат
руб.
2.11.
Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки
2.11.1.
процент выплаты
%
2.11.2.
сумма выплат
руб.
2.12.
Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника
руб.
3.
Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)
3.1.
Льготный проезд к месту отдыха
тыс. руб.
3.2.
По Постановлению от 03.11.94 N 1206; НГР:Р9404786
- " -
3.3.
Итого средства на оплату труда ППП
- " -
4.
Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)
4.1.
Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая)
чел.
4.2.
Среднемесячная оплата труда на 1 работника
руб.
4.3.
Льготный проезд к месту отдыха
тыс. руб.
4.4.
По Постановлению от 03.11.94 N 1206; НГР:Р9404786
тыс. руб.
4.5.
Итого средства на оплату труда непромышленного персонала
тыс. руб.
5.
Расчет по денежным выплатам
5.1.
Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая)
чел.
5.2.
Денежные выплаты на 1 работника
руб.
5.3.
Итого по денежным выплатам
тыс.
6.
Итого средства на потребление
тыс.
7.
Среднемесячный доход на 1 работника
руб.
__________________
<*> - Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
Таблица N П1.17
Расчет амортизационных отчислений
на восстановление основных производственных фондов <*>
тыс. руб.
п/п
Показатели
Базовый период
Период регулирования
1.
Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования
2.
Ввод основных производственных фондов
3.
Выбытие основных производственных фондов
4.
Средняя за отчетный период стоимость основных производственных фондов
5.
Средняя норма амортизации
6.
Сумма амортизационных отчислений
_________________
<*> - Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, по передаче тепловой энергии.
Примечание. При заполнении таблицы по передаче электрической энергии справочно указывается первоначальная стоимость основных фондов по уровням напряжения (ВН, СН1, СН11, НН).
Таблица N П1.17.1
Расчет среднегодовой стоимости
основных производственных фондов по линиям
электропередач и подстанциям
Стоимость на начало регулируемого периода
Ввод основных производственных
фондов
Выбытие основных производственных
фондов
Стоимость на конец регулируемого
периода
Средне-годовая стоимость
Амортизация
1. Линии электропередач
ВЛЭП
ВН
СН1
СН11
НН
КЛЭП
ВН
СН1
СН11
НН
2. Подстанции
ВН
СН1
СН11
НН
Всего (стр. 1 + стр. 2)
ВН
СН1
СН11
НН
Таблица N П1.18
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.18.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.18.2
Калькуляция расходов, связанных с передачей
электрической энергии
тыс. руб.
п.п.
Калькуляционные статьи затрат
Базовый период
Период
регулирования
всего
из них
расходы
на сбыт
всего
из них
расходы
на сбыт
1
2
3
4
5
6
1.
Основная оплата труда производственных рабочих
2.
Дополнительная оплата труда производственных рабочих
3.
Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих
4.
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе:
4.1.
амортизация производственного оборудования
ВН
СН1
СН11
НН
4.2.
отчисления в ремонтный фонд
4.3.
другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
5.
Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)
6.
Цеховые расходы
7.
Общехозяйственные расходы, всего в том числе:
7.1.
Целевые средства на НИОКР
7.2.
Средства на страхование
7.3.
Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ
7.4.
Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования
7.5.
Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе:
- налог на землю
ВН
СН1
СН11
НН
7.6.
Другие затраты, относимые на себестоимость продукции всего, в том числе:
7.6.1.
Арендная плата
8.
Недополученный по независящим причинам доход
9.
Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования
10.
Итого производственные расходы
в том числе:
ВН
СН1
СН11
НН
11.
Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч
12.
Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч
13.
Условно-постоянные затраты, в том числе:
13.1.
Сумма общехозяйственных расходов
14.
Оплата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети
Таблица N П1.19
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.19.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.19.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.20
Расчет источников финансирования капитальных вложений
тыс. руб.
п.п.
Наименование
Базовый
период
Период
регули-
рования
1
2
3
4
1.
Объем капитальных вложений - всего
в том числе:
- на производственное и научно-техническое развитие
- на непроизводственное развитие
2.
Финансирование капитальных вложений
из средств - всего
2.1.
Амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (100%)
2.2.
Неиспользованных средств на начало года
2.3.
Федерального бюджета
2.4.
Местного бюджета
2.5.
Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета
2.6.
Прочих
2.7.
Средства, полученные от реализации ценных бумаг
2.8.
Кредитные средства
2.9.
Итого по пп. 2.1 - 2.8
2.10.
Прибыль (п. 1 - п. 2.9):
- отнесенная на производство электрической энергии
- отнесенная на передачу электрической энергии
- отнесенная на производство тепловой энергии
- отнесенная на передачу тепловой энергии
Таблица N П1.20.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.20.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.20.3
Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений в электросетевое строительство
(передача электроэнергии)
тыс. руб.
Наименование строек
Утверждено на базовый период
В течение базового периода
Остаток
финанси-
рования
План на
период
регули-
рования
Источник
финансиро-
вания
Освоено
фактически
Профинан-
сировано
1
2
3
4
5
6
7
Всего
в т.ч.
Таблица N П1.20.4
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21.3
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на передачу электрической энергии
тыс. руб.
п.п.
Наименование
Базовый период
Период регулирования
всего
из них на сбыт
всего
из них на сбыт
1
2
3
4
5
6
1.
Прибыль на развитие производства
в том числе:
- капитальные вложения
ВН
СН1
СН11
НН
2.
Прибыль на социальное развитие
в том числе:
- капитальные вложения
3.
Прибыль на поощрение
4.
Дивиденды по акциям
5.
Прибыль на прочие цели
- % за пользование кредитом
- услуги банка
- другие (с расшифровкой)
6.
Прибыль, облагаемая налогом
7.
Налоги, сборы, платежи - всего
в том числе:
- на прибыль
ВН
СН1
СН11
НН
- на имущество
ВН
СН1
СН11
НН
- плата за выбросы загрязняющих веществ
- другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)
8.
Прибыль от товарной продукции, в том числе
в том числе:
ВН
СН1
СН11
НН
Таблица N П1.21.4
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.22
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.23
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.24
Расчет платы за услуги
по содержанию электрических сетей
+------+---------------------------------+-------------+---------------+----------------+
| п.п. | | Единицы |Базовый период | Период |
| | | измерения | | регулирования |
| | | +-------+-------+--------+-------+
| | | | всего |из них | всего |из них |
| | | | |на сбыт| |на сбыт|
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1. |Расходы, отнесенные на передачу| тыс. руб. | | | | |
| |электрической энергии (п. 1 1| | | | | |
| |табл. П1.18.2) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2. |Прибыль, отнесенная на передачу| тыс. руб. | | | | |
| |электрической энергии (п. 8 табл.| | | | | |
| |П1.21.3) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|3. |Рентабельность (п. 2 / п. 1 x| % | | | | |
| |100%) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4. |Необходимая валовая выручка,| тыс. руб. | | | | |
| |отнесенная на передачу| | | | | |
| |электрической энергии (п. 1 + п.| | | | | |
| |2) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5. |Плата за услуги на содержание| руб./МВт. | | | | |
| |электрических сетей по диапазонам| мес. | | | | |
| |напряжения в расчете на 1 МВт| | | | | |
| |согласно формулам (31) - (33) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6. |Плата за услуги на содержание| руб./МВт.ч | | | | |
| |электрических сетей по диапазонам| | | | | |
| |напряжения в расчете на 1 МВт.ч| | | | | |
| |согласно формулам (34) - (36) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
Таблица N П1.24.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.25
Расчет ставки по оплате
технологического расхода (потерь) электрической
энергии на ее передачу по сетям
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|п.п.| | Единицы |Базовый|Период |
| | |измерения|период |регули-|
| | | | |рования|
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|1. |Средневзвешенный тариф на электрическую| руб./ | | |
| |энергию | МВт.ч | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2. |Отпуск электрической энергии в сеть с| млн. | | |
| |учетом величины сальдо-перетока| кВт.ч | | |
| |электроэнергии | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3. |Потери электрической энергии | % | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4. |Полезный отпуск электрической энергии | млн. | | |
| | | кВт.ч | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5. |Расходы на компенсацию потерь |тыс. руб.| | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6. |Ставка на оплату технологического| руб./ | | |
| |расхода (потерь) электрической энергии| МВт.ч | | |
| |на ее передачу по сетям | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
Таблица N П1.26
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.27
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28.3
Расчет экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию (мощность)
по группам потребителей
<Исключена: приказ Федеральной службы по тарифам от 22 декабря 2009 г. N 469-э/8; НГР:В0906570>
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.29
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.30
<Введена приказом Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 >
Отпуск (передача) электроэнергии
территориальными сетевыми организациями
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| N | Наименование показателя | Отпуск ЭЭ, |Заявленная|Присоеди- | Товарная |
| | | тыс. кВт·ч |мощность, |ненная |продукция,|
| | | | МВт |мощность, |тыс. руб. |
| | | | |МВА | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть - | | | | |
| |всего | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 2 |Потери электроэнергии - | | | | |
| |всего | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии сетевыми | | | | |
| |предприятиями - всего | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 3.2.1 - | | | | |
| |п. 1.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 3.2.2 - | | | | |
| |п. 1.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в ЕНЭС | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 5 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 6.2.1 - | | | | |
| |п. 4.2.1) | | | | |
| 6.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 6.2.2 - | | | | |
| |п. 4.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 7 |Трансформировано из сети | | | | X |
| |ЕНЭС в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 8 | - ВН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 9 | - СН1 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 10 | - СН2 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 11 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть ВН | | | | |
| |110 кВ | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 13 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 14.2.1 - | | | | |
| |п. 12.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 14.2.2 - | | | | |
| |п. 12.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 15 |Трансформировано из 110 | | | | X |
| |кВ в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 16 | - СН1 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 17 | - СН2 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 18 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть СН1| | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 20 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 21.2.1 - | | | | |
| |п. 19.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
| 21.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 21.2.2 - | | | | |
| |п. 19.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 22 |Трансформировано из 35 кВ| | | | X |
| |в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 23 | - СН2 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 24 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть СН2| | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 26 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 27.2.1 - | | | | |
| |п. 25.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 27.2.2 - | | | | |
| |п. 25.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 28 |Трансформировано из 10-6 | | | | X |
| |кВ в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 29 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть НН | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 31 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 32.2.1 - | | | | |
| |п. 30.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 32.2.2 - | | | | |
| |п. 30.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
Приложение 2
СИСТЕМА УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦ
ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СУММЫ
ТАРИФНОЙ ВЫРУЧКИ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица N П2.1
Объем воздушных линий электропередач
(ВЛЭП) и кабельных линий электропередач (КЛЭП)
в условных единицах в зависимости от протяженности,
напряжения, конструктивного использования и материала опор
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |Напряжение, |Количест-| Материал |Количество |Протя-| Объем |
| | кВ |во цепей | опор | условных |жен- |условных|
| | |на опоре | |единиц (у) |ность | единиц |
| | | | | на 100 км | | |
| | | | |трассы ЛЭП | | |
| | | | +-----------+------+--------+
| | | | | у/100км | км | у |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |7 = 5 x |
| | | | | | |6/100 |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|ВЛЭП |1150 | - | металл | 800 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |750 | 1 | металл | 600 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |400 - 500 | 1 | металл | 400 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 300 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |330 | 1 | металл | 230 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 170 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 290 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 210 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |220 | 1 | дерево | 260 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | металл | 210 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 140 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 270 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 180 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |110 - 150 | 1 | дерево | 180 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | металл | 160 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 130 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 190 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 160 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|КЛЭП |220 | - | - | 3000 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |110 | - | - | 2300 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| ВН, всего | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|ВЛЭП |35 | 1 | дерево | 170 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | металл | 140 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 120 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 180 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 150 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |1 - 20 | - | дерево | 160 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | |дерево на | 140 | | |
| | | | ж/б | | | |
| | | | пасынках | | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон, | 110 | | |
| | | | металл | | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|КЛЭП |20 - 35 | - | - | 470 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |3 - 10 | - | - | 350 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| СН, всего | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|ВЛЭП |0,4 кВ | - | дерево | 260 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | дерево на| 220 | | |
| | | | ж/б | | | |
| | | | пасынках | | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон, | 150 | | |
| | | | металл | | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|КЛЭП |до 1 кВ | - | - | 270 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| НН, всего | |
+------------------------------------------------------------+--------+
Примечание. При расчете условных единиц протяженность ВЛЭП - 0,4 кВ от линии до ввода в здании не учитывается.
Условные единицы по ВЛЭП - 0,4 кВ учитывают трудозатраты на обслуживание и ремонт:
а) воздушных линий в здание и
б) линий с совместной подвеской проводов.
- Условные единицы по ВЛЭП 0,4 - 20 кВ учитывают трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
- Кабельные вводы учтены в условных единицах КЛЭП напряжением до 1 кВ.
Таблица N П2.2
Объем подстанций 35 - 1150 кВ,
трансформаторных подстанций (ТП), комплексных
трансформаторных подстанций (КТП) и распределительных
пунктов (РП) 0,4 - 20 кВ в условных единицах
п/п
Наименование
Единица измерения
Напряжение, кВ
Количество условных единиц (у) на единицу измерения
Количество единиц измерения
Объем условных единиц
у/ед.изм.
ед. изм.
у
1
2
3
4
5
6
7 = 5 x 6
1
Подстанция
П/ст
1150
1000
750
600
400 - 500
500
330
250
220
210
110 - 150
105
35
75
2
Силовой трансформатор
или реактор (одно- или трехфазный), или вольтодобавочный трансформатор
Единица оборудования
1150
60
750
43
400 - 500
28
330
18
220
14
110 - 150
7,8
35
2,1
1 - 20
1,0
3
Воздушный выключатель
3 фазы
1150
180
750
130
400 - 500
88
330
66
220
43
110 - 150
26
35
11
1 - 20
5,5
4
Масляный выключатель
- " -
220
23
110 - 150
14
35
6,4
1 - 20
3,1
5
Отделитель с короткозамыкателем
Единица оборудования
400 - 500
35
330
24
220
19
110 - 150
9,5
35
4,7
6
Выключатель нагрузки
- " -
1 - 20
2,3
7
Синхронный компенсатор мощн. 50 Мвар
- " -
1 - 20
26
8
То же, 50 Мвар и более
- " -
1 - 20
48
9
Статические конденсаторы
100 конд.
35
2,4
1 - 20
2,4
10
Мачтовая (столбовая) ТП
ТП
1 - 20
2,5
11
Однотрансформаторная ТП, КТП
ТП, КТП
1 - 20
2,3
12
Двухтрансформаторная ТП, КТП
ТП, КТП
1 - 20
3
13
Однотрансформаторная подстанция
34/0,4 кВ
п/ст
35
3,5
14
Итого
ВН
-
-
СН
-
-
НН
-
-
Примечание. В п. 1 учтены трудозатраты оперативного персонала подстанций напряжением 35 - 1150 кВ.
Условные единицы по п. п. 2 - 9 учитывают трудозатраты по обслуживанию и ремонту оборудования, не включенного в номенклатуру условных единиц (трансформаторы напряжения, аккумуляторные батареи, сборные шины и т.д.), резервного оборудования.
Условные единицы по п. 2 "Силовые трансформаторы 1 - 20 кВ" определяются только для трансформаторов, используемых для собственных нужд подстанций 35 - 1150 кВ.
По п. п. 3 - 6 учтены дополнительные трудозатраты на обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики, а для воздушных выключателей (п. 3) - дополнительно трудозатраты по обслуживанию и ремонту компрессорных установок.
Значение условных единиц п. п. 4 и 6 "Масляные выключатели 1 - 20 кВ" и "Выключатели нагрузки 1 - 20 кВ" относятся к коммутационным аппаратам, установленным в распределительных устройствах 1 - 20 кВ подстанций 35 - 1150 кВ, ТП, КТП и РП 1 - 20 кВ, а также к секционирующим коммутационным аппаратам на линиях 1 - 20 кВ.
Объем РП 1 - 20 кВ в условных единицах определяется по количеству установленных масляных выключателей (п. 4) и выключателей нагрузки (п. 6). При установке в РП трансформаторов 1 - 20/0,4 кВ дополнительные объемы обслуживания определяются по п. 11 или 12.
По п. п. 10 - 12 дополнительно учтены трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
По п. п. 1, 2 условные единицы относятся на уровень напряжения, соответствующий первичному напряжению.
Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций относятся на уровень высшего напряжения подстанций.
Приложение 3
РАЗДЕЛЬНЫЙ УЧЕТ В НВВ
ВН
РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА, ОТНОСИМЫХ К ЕДИНОЙ
НАЦИОНАЛЬНОЙ (ОБЩЕРОССИЙСКОЙ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
(ЕНЭС) (ИНДЕКС ВН1) И НЕ ОТНОСИМЫХ К ЕНЭС
(ИНДЕКС ВН11)
НВВ = НВВ + НВВ (1)
вн вн1 вн11
п пр
НВВ = Р + Р (2)
вн1 вн1 вн1
п пр
НВВ = Р + Р (3)
вн11 вн11 вн11
п п п
Р = Р + Р (4)
вн вн1 вн11
пр пр пр
Р = Р + Р (5)
вн вн1 вн11
У = У + У (6)
вн вн1 вн11
НИ = НИ + НИ (7)
вн вн1 вн11
НЗ = НЗ + НЗ (8)
вн вн1 вн11
А = А + А (9)
вн вн1 вн11
ПРН = ПРН + ПРН (10)
вн вн1 вн11
У
пр п вн1
Р = (НВВ - Р ) x ----- (11)
вн1 вн вн У
вн
У
пр п вн11
Р = (НВВ - Р ) x ----- (12)
вн11 вн вн У
вн
Приложение 4
<Утратило силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
В0402541В0906891
В200402541В202003295
ОПУБЛИКОВАНО:
БЮЛЛЕТЕНЬ НОРМАТИВНЫХ АКТОВ ФЕДЕРАЛЬНЫХ ОРГАНОВ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ВЛАСТИ, 01.11.2004, N 44, СТР. 3
РОССИЙСКАЯ ГАЗЕТА, 02.11.2004, N 242, СТР. 10
ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ТАРИФАМ, 05.11.2004, N 10, СТР. 1
РОССИЙСКАЯ ГАЗЕТА, 30.11.2004, N 265, СТР. 13, (ОПУБЛИКОВАННО УТОЧНЕНИЕ К ТЕКСТУ ДОКУМЕНТА)
ЗАРЕГИСТРИРОВАНО В МИНИСТЕРСТВЕ ЮСТИЦИИ РФ 20.10.2004 ПОД N 6076
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ
ПРИКАЗ
06.08.2004 N 20-э/2
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ
ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН
НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ
(ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ
<Изменения:
приказ Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2004 г. N 193-э/11; НГР:В0403075,
приказ Федеральной службы по тарифам от 14 декабря 2004 г. N 289-э/15; НГР:В0403128,
приказ Федеральной службы по тарифам от 28 ноября 2006 г. N 318-э/15; НГР:В0602161 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 30 января 2007 г. N 14-э/14; НГР:В0700111 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 31 июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 (изменения подлежат применению для расчетов тарифов на 2008 год и последующие годы)>
приказ Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2007 г. N 385-э/1; НГР:В0703797 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 22 декабря 2009 г. N 469-э/8; НГР:В0906570,
приказ Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 24.06.2011 N 303-э ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 26.12.2011 N 823-э ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 14.04.2014 N 625-э (изменения вступают в силу с 28 октября 2013 г.) ,
приказ Федеральной службы по тарифам от 16.09.2014 N 1442-э (изменения вступают в силу с 11 ноября 2014 г.),
приказ Федеральной антимонопольной службы от 21.11.2017 N 1546/17 ,
приказ Федеральной антимонопольной службы от 29.03.2018 N 401/18 ,
приказ Федеральной антимонопольной службы от 29.05.2019 N 686/19 ,
приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
<См. также:
информационное письмо Федеральной службы по тарифам от 29 октября 2004 г. N ЕЯ-1958/14; НГР:В0402734,
информационное письмо Федеральной службы по тарифам от 14 сентября 2005 г. N СН-5495/14; НГР:В0502542 ,
решение Верховного Суда РФ от 24.06.2016 N АКПИ16-442 >
<Пояснения к порядку и условиям применения:
письмо Федеральной службы по тарифам от 18 февраля 2005 г. N СН-570/14; НГР:В0500262 >
<Пояснения к порядку и условиям применения п. 45 Методических указаний, утвержденных настоящим приказом: решение Высшего Арбитражного Суда РФ от 26 февраля 2006 г. N 16609/05; НГР:В0604409 >
В соответствии с Положением о Федеральной службе по тарифам, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332; НГР:Р0402890 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049), приказываю:
1. Утвердить прилагаемые методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.
2. Признать утратившими силу Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. N 49-э/8; НГР:В0202402 "Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002, регистрационный N 3760, опубликовано в Российской газете 25.09.2002 N 181), Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 14 мая 2003 г. N 37-э/1; НГР:В0301430 "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; НГР:В0202402" (зарегистрировано в Минюсте России 25.06.2003, регистрационный N 4822, опубликовано в Российской газете 11.09.2003 N 181).
3. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.
Руководитель Федеральной службы
по тарифам
С.Г. Новиков
Приложение
к Приказу
Федеральной службы по тарифам
от 6 августа 2004 г. N 20-э/2
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ
(ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ
<Не применяются при установлении тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами: приказ Федеральной антимонопольной службы от 29.05.2019 N 686/19 >
<Не применяются с 11 ноября 2014 г. в части государственного регулирования цен (тарифов) для населения на электрическую энергию (мощность): приказ Федеральной службы по тарифам от 16.09.2014 N 1442-э >
I. Общие положения
1. Настоящие "Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ; НГР:Р9501449 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 16, ст. 1316; 1999, N 7, ст. 880; 2003, N 2, ст. 158; N 13, ст. 1180; N 28, ст. 2894), Федеральным законом "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ; НГР:Р0301027 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177), "Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее - Основы ценообразования) и "Правилами государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (далее - "Правила регулирования"), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109; НГР:Р0400656 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791).
2. Методические указания предназначены для использования регулирующими органами (федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов), органами местного самоуправления, регулируемыми организациями для расчета методом экономически обоснованных расходов уровней регулируемых тарифов и цен на розничном (потребительском) рынке электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ; НГР:Р9501449, Федеральном законе "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ; НГР:Р0301027 и в Постановлении Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109; НГР:Р0400656 и Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861; НГР:Р0405669 (Собрание законодательства Российской Федерации 2004, N 52 (часть II), ст. 5525; 2006, N 37, ст. 3876; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771).
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
4. <Утратил силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
II. Виды регулируемых цен и тарифов, применяемых
на потребительских рынках электрической энергии
(мощности) и тепловой энергии (мощности)
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
III. Формирование тарифов на электрическую и тепловую
энергию на потребительском рынке
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
IV. Основные методические положения по формированию
регулируемых тарифов (цен) с использованием
метода экономически обоснованных расходов
14. Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, которые не являются основным видом их деятельности, распределение косвенных расходов между регулируемыми и нерегулируемыми видами деятельности по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально прямым расходам.
Для организаций, осуществляющих производство (передачу) электрической (тепловой) энергии сторонним потребителям (субабонентам) и для собственного потребления, распределение расходов по указанному виду деятельности между субабонентами и организацией по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально отпуску (передаче) электрической (тепловой) энергии.
При установлении тарифов (цен) не допускается повторный учет одних и тех же расходов по указанным видам деятельности.
15. При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования.
Расчетный годовой объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого в установленном порядке сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - сводный баланс).
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
16. Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета.
17. Если деятельность организации регулируется более чем одним регулирующим органом, то регулирующие органы обязаны согласовывать устанавливаемые ими размеры необходимой валовой выручки с тем, чтобы суммарный объем необходимой валовой выручки возмещал экономически обоснованные расходы и обеспечивал экономически обоснованную доходность инвестированного капитала этой организации в целом по регулируемой деятельности.
18. Если организация осуществляет кроме регулируемой иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные от этих видов деятельности доходы (убытки) не учитываются при расчете регулируемых тарифов (цен).
19. При установлении тарифов регулирующие органы принимают меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.
В случае если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.
20. Если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен), в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).
21. Необходимая валовая выручка (далее - НВВ) на период регулирования, для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности, с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств, рассчитывается по формуле:
НВВ = НВВ +/- ДельтаНВВ, (2)
р
где:
НВВ - необходимый доход регулируемой организации в расчетном
р
периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных
расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли,
определяемой в соответствии с настоящими Методическими указаниями;
ДельтаНВВ - экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВр (со знаком "-") по статьям расходов в соответствии с пунктами 19 и 20 настоящих Методических указаний.
V. Расчет расходов,
относимых на регулируемые виды деятельности
22. В необходимую валовую выручку включаются планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), и расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения).
22.1. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие составляющие расходов:
1) топливо, определяемое на основе пункта 22 Основ ценообразования;
2) покупная электрическая энергия, определяемая в соответствии с пунктом 23 Основ ценообразования;
3) оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемая на основе пункта 24 Основ ценообразования;
4) сырье и материалы, определяемые в соответствии с пунктом 25 Основ ценообразования;
5) ремонт основных средств, определяемый на основе пункта 26 Основ ценообразования;
6) оплата труда, определяемая на основе пункта 27 Основ ценообразования;
7) амортизация основных средств, определяемая на основе пункта 28 Основ ценообразования;
8) выпадающие доходы сетевой организации при оплате заявителем технологического присоединения, энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), в объеме, не превышающем 550 рублей, расходы на выплату процентов по кредитным договорам, связанным с рассрочкой по оплате технологического присоединения субъектов малого и среднего предпринимательства при присоединении энергопринимающих устройств максимальной мощностью свыше 15 кВт и до 100 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);
<Введен приказом Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
9) другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, в том числе расходы, связанные с осуществлением коммерческого учета электроэнергии, расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
<Нумерация пунктов 8,9 дана в ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
22.2. Внереализационные расходы (рассчитываемые с учетом внереализационных доходов), в том числе расходы по сомнительным долгам. При этом в составе резерва по сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность, возникшая при осуществлении соответствующего регулируемого вида деятельности. Уплата сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в тариф в предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль организаций.
В состав внереализационных расходов включаются также расходы на консервацию основных производственных средств, используемых в регулируемых видах деятельности.
22.3. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:
1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;
2) выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов;
3) взносы в уставные (складочные) капиталы организаций;
4) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.
23. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использовать в расчетах экспертные оценки, основанные на отчетных данных, представляемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность.
24. Планируемые расходы по каждому виду регулируемой деятельности рассчитываются как сумма прямых и косвенных расходов. Прямые расходы относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности.
Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, по решению регионального органа производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально условно-постоянным расходам;
- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.
25. Регулирующие органы на основе предварительно согласованных с ними мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязаны в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.
VI. Ценообразование для отдельных групп потребителей
электрической и тепловой энергии (мощности)
<Утратил силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
VII. Расчет экономически обоснованного уровня
цены на электрическую энергию на шинах и тепловую энергию
на коллекторах производителей энергии (энергоснабжающей
организации) - субъекта розничного рынка
<Утратил силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
VIII. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической
энергии по региональным электрическим сетям
43. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и/или устройства преобразования электрической энергии, в результате которых обеспечиваются:
передача электрической энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в электрические сети других организаций (собственников);
поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии;
содержание в соответствии с техническими требованиями к устройству и эксплуатации собственных электроустановок и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.
44. Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации:
на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
на среднем втором напряжении: (СН 11) 20 - 1 кВ;
на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.
45. При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях.
46. При определении тарифа на 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 указанных потребителей.
47. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВ )
сети
сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче
электрической энергии по сетям высокого, среднего первого,
среднего второго и низкого напряжения, определяется исходя из:
- расходов по осуществлению деятельности по передаче электрической энергии, в том числе: часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче электрической энергии, а также расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии, принимаемой из сети, присоединенной к сети рассматриваемой организации;
- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.
48. Необходимая валовая выручка НВВ распределяется по
сети
уровням напряжения по следующим формулам:
п пр
НВВ = Р + Р (11)
вн вн вн
п
Р = А + ПРН + НИ (11.1)
вн вн вн вн
У
пр п вн
Р = (НВВ - Р ) x ------ (11.2)
вн SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.3)
сн1 сн1 сн1
п
Р = А + ПРН + НИ (11.4)
сн1 сн1 сн1 сн1
У
пр п сн1
Р = (НВВ - Р ) x ------ (11.5)
сн1 SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.6)
сн11 сн11 сн11
п
Р = А + ПРН + НИ (11.7)
сн11 сн11 сн11 сн11
У
пр п сн11
Р = (НВВ - Р ) x ------- (11.8)
сн11 SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.9)
нн нн нн
п
Р = А + ПРН + НИ (11.10)
нн нн нн нн
У
пр п нн
Р = (НВВ - Р ) x ------, (11.11)
нн SUMУ
где:
НВВ - суммарный расчетный объем необходимой валовой выручки,
обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с
учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по
передаче электрической энергии;
НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - расчетный объем необходимой
вн сн1 сн11 нн
валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически
обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на
осуществление деятельности по передаче электрической энергии
соответственно по сетям (объектам электросетевого хозяйства)
высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения;
А , А , А , А - амортизационные отчисления на полное
вн сн1 сн11 нн
восстановление основных производственных фондов, по принадлежности
к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2
(таблицы 2.1 и 2.2). Прочая амортизация в целях определения НВВ
для каждого уровня напряжения учитывается в составе прочих
(распределяемых) расходов; ПРН , ПРН , ПРН , ПРН - прямые
вн сн1 сн11 нн
расходы из прибыли на производственное развитие (с учетом налога
на прибыль), относимые, соответственно, на ВН, СН1, СН11, НН:
по ВЛЭП и КЛЭП - в соответствии с таблицей 2.1 Приложения 2;
по подстанциям, трансформаторным подстанциям, комплексным
трансформаторным подстанциям и распределительным пунктам -
пропорционально мощности трансформатора на соответствующем уровне
напряжения;
НИ , НИ , НИ , НИ - налог на имущество, база для
вн сн1 сн11 нн
которого исчисляется в соответствии с принадлежностью такого
имущества к тому или иному уровню напряжения в соответствии с
Приложением 2 (таблицы 2.1 и 2.2). Налог на имущество,
рассчитанный от прочей базы в целях определения НВВ для каждого
уровня напряжения, учитывается в составе прочих (распределяемых)
расходов;
п
Р - суммарные прямые расходы сетевой организации, включающие
в себя амортизационные отчисления, расходы на производственное
развитие и налог на имущество;
SUMУ - сумма условных единиц по оборудованию всех уровней
напряжения, определяется в соответствии с Приложением 2;
У , У , У и У - суммы условных единиц по
вн сн1 сн11 нн
оборудованию, отнесенных соответственно к высокому, среднему
первому, среднему второму и низкому уровням напряжения,
определяемых в соответствии с Приложением 2;
пр пр пр пр
Р , Р , Р , Р - прочие расходы сетевой организации,
вн сн1 сн11 нн
относимые на соответствующий уровень напряжения и рассчитываемые
по формулам (11.2), (11.5), (11.8) и (11.11).
Объекты электросетевого хозяйства учитываются на
соответствующем уровне напряжения согласно условным единицам.
В целях раздельного учета в НВВ расходов на содержание
вн
объектов электросетевого хозяйства, относимых к единой
национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и не
относимых к ЕНЭС, указанные расходы региональным органом
рекомендуется распределять в соответствии с Приложением N 3.
Передача электрической энергии из сетей территориальной сетевой организации, расположенной в одном субъекте Российской Федерации, в сеть территориальной сетевой организации, расположенной в другом субъекте Российской Федерации (далее - транзит), учитывается при установлении тарифов на передачу электрической энергии обеих сетевых организаций, если по итогам предыдущего периода регулирования из сетей одной из сетевых организаций (первая сетевая организация) в сеть другой (вторая сетевая организация) была передана электрическая энергия в большем объеме, чем было передано в ее сети. При этом вторая сетевая организация является плательщиком за транзит (организация-плательщик), а первая сетевая организация является получателем за транзит (организация-получатель).
Расходы территориальной сетевой организации-плательщика на оплату транзита включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии для иных потребителей ее услуг. Доходы от предоставления транзита по сетям сетевой организации-получателя и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых ею иным потребителям, должны суммарно обеспечивать ее необходимую валовую выручку.
Расчет размера платы за указанную услугу производится в соответствии с пунктами 49, 50, 51, 52 и 53 настоящих Методических указаний, при этом величина заявленной мощности в отношении транзита определяется исходя из величины сальдированного перетока электроэнергии (мощности) по итогам предыдущего периода регулирования.
Расходы территориальной сетевой организации, связанные с временным осуществлением функций гарантирующего поставщика, не компенсируемые сбытовой надбавкой, подлежат компенсации путем их включения в следующем периоде регулирования в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии (в том числе в состав их предельных уровней), устанавливаемых в отношении потребителей, которые обслуживались в предыдущем периоде регулирования этой организацией, выступавшей в качестве гарантирующего поставщика, пропорционально отпуску электрической энергии указанным потребителям в предыдущем периоде регулирования.
<В ред.
приказа Федеральной службы по тарифам от 28 ноября 2006 г. N 318-э/15; НГР:В0602161 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 30 января 2007 г. N 14-э/14; НГР:В0700111 >
49.<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
50 .<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
51. Для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному котловому тарифу, указанный тариф на услуги по передаче электрической энергии определяется следующим образом:
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл ВН i ВН ПОТ
Т = -------------------- + Т руб./МВт·ч (13)
ВН n ПО ВН
SUM Э
i ВН
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл СН1 i СН1 ПОТ
Т = --------------------- + Т руб./МВт·ч (13.1)
СН1 n ПО СН1
SUM Э
i СН1
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл СН2 i СН2 ПОТ
Т = --------------------- + Т руб./МВт·ч (13.2)
СН2 n ПО СН2
SUM Э
i СН2
СОД n ПО
Т x 12 x SUM N
усл ВН i НН ПОТ
Т = -------------------- + Т руб./МВт·ч (13.3)".
НН n ПО НН
SUM Э
i НН
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
52.<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
53. .<Исключен приказом Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 >
49. Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии осуществляется с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым пунктом 27 настоящих Методических указаний предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).
Расчет единых на территории субъекта Российской Федерации тарифов на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровням напряжения, для потребителей услуг по передаче электрической энергии (кроме сетевых организаций) (далее в данном пункте, а также в пунктах 54.1 и 54.2 - потребители), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - единые (котловые) тарифы), производится на основе НВВ, рассчитанной в соответствии с пунктом 47 Методических указаний для каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. Указанная НВВ дифференцируется по уровням напряжения в соответствии с пунктом 48 Методических указаний.
Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации устанавливаются одновременно в двух вариантах:
- двухставочный;
- одноставочный.
Для расчета единых (котловых) тарифов на территории субъекта Российской Федерации на каждом уровне напряжения суммируются НВВ всех сетевых организаций по соответствующему уровню напряжения.
При наличии согласования между высшими должностными лицами субъектов Российской Федерации (руководителями высших исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации), ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии могут устанавливаться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в целях обеспечения их равенства для всех потребителей услуг, расположенных на территориях 2 и более субъектов Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность), в соответствии с настоящими Методическими указаниями.
Для территориальных сетевых организаций, находящихся в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, единые (котловые) тарифы устанавливаются отдельно.
Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии, которые территориальные сетевые организации оказывают друг другу, то есть для взаиморасчетов пары сетевых организаций (далее - индивидуальные тарифы), определяются исходя из разности между тарифной выручкой сетевой организации - получателя услуги по передаче электрической энергии, получаемой ею от потребителей электрической энергии на всех уровнях напряжения, и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях и средств, получаемых (оплачиваемых) от других сетевых организаций).
Расходы территориальной сетевой организации на оплату предоставляемых ей услуг по передаче электрической энергии прочими сетевыми организациями включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии электрической энергии для иных потребителей ее услуг, а доходы от предоставления услуги сетевой организации, предоставляющей услугу по передаче электрической энергии, и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых иным потребителям, должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.
Установление единых (котловых) тарифов, дифференцированных по уровням напряжения, и индивидуальных тарифов осуществляется на основании показателей, представленных в Таблице N П1.30.
<В ред.
приказа Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2007 г. N 385-э/1; НГР:В0703797 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 21 октября 2008 г. N 209-э/1 ; НГР:В0803490 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 ,
приказа Федеральной антимонопольной службы от 29.03.2018 N 401/18 >
50. Расчет двухставочных единых (котловых) тарифов предусматривает определение двух ставок:
- единой ставки на содержание электрических сетей
соответствующего уровня напряжения в расчете за МВт заявленной
СОД СОД СОД СОД
мощности потребителя Т , Т , Т и Т ;
ВН СН1 СН2 НН
- единой ставки на оплату технологического расхода (потерь)
электроэнергии в процессе ее передачи потребителям по сетям
соответствующего уровня напряжения, определяемого исходя из
сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической
энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России
по субъектам Российской Федерации, рассчитанного с учетом
нормативных технологических потерь, утверждаемых Министерством
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
энергетики Российской Федерации, Т , Т , Т и Т .
ВН СН1 СН2 НН
СОД СОД СОД
Ставки на содержание электрических сетей Т , Т , Т и
ВН СН1 СН2
СОД
Т на соответствующем уровне напряжения определяются следующим
НН
образом:
Высокое напряжение 110 кВ и выше
SUM НВВ
СОД ВН
Т = -----------------------------, (15.4)
ВН ПО СН1 СН2
SUM(N + N + N ) x М
ВН ВН ВН
руб./МВт в месяц
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
СОД СН1
SUM НВВ + (Т x SUM N x М)
СОД СН1 ВН ВН
Т = -----------------------------------, (15.5)
СН1 ПО СН2 НН
SUM(N + N + N ) x М
СН1 СН1 СН1
руб./МВт в месяц
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
СОД СН2 СОД СН2
SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)
СОД СН2 ВН ВН СН1 СН1
Т = -----------------------------------------------------------, (15.6)
СН2 ПО НН
SUM(N + N ) x М
СН2 СН2
руб./МВт в месяц
Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже
СОД НН СОД НН
SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)
СОД НН СН1 СН1 СН2 СН2
Т = -----------------------------------------------------------, (15.7)
НН ПО
SUM N x М
НН
руб./МВт в месяц
где:
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
НН
сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН2
сетевой организации (i, r) на среднем втором уровне
напряжения (СН2), без учета объема мощности опосредованно (через
энергетические установки производителя электрической энергии)
присоединенных к электрической сети потребителей, в соответствии с
пунктом 55 настоящих Методических указаний, МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН1
сетевой организации (i, r) на среднем первом уровне напряжения
(СН1), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором
уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение
производителя электроэнергии соответствует среднему первому уровню
напряжения, МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
ВН
сетевой организации (i, r) на высоком уровне напряжения (ВН), с
учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором
уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение
производителя электроэнергии соответствует высокому уровню
напряжения, МВт;
НН
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН2
сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная
с уровня напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
НН
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН1
сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная
с уровня напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
СН2
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
СН1
уровня напряжения СН1 на уровень напряжения СН2, учтенная в
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности), МВт;
СН2
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
СН1
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - НВВ на соответствующем
ВН СН1 СН2 НН
уровне напряжения, руб.
Знак SUM означает суммирование по сетевым организациям
субъекта Российской Федерации.
Ставки на оплату технологического расхода (потерь)
ПОТ ПОТ СОД СОД
электроэнергии Т , Т , Т и Т на соответствующем уровне
ВН СН1 СН2 НН
напряжения определяются следующим образом:
Высокое напряжение 110 кВ и выше
ПОТ
SUM З
ПОТ ВН
Т = -----------------------------, (15.8)
ВН ПО СН1 СН2 руб./МВт·ч
SUM(Э + Э + Э )
ВН ВН ВН
ПОТ ЭС ПОТ
З = Т x Э , (15.9)
ВН ВН тыс. руб.
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
ПОТ
SUM З
ПОТ СН1
Т = -----------------------------, (15.10)
СН1 ПО СН2 НН руб./МВт·ч
SUM(Э + Э + Э )
СН1 СН1 СН1
ПОТ ЭС ПОТ СН1
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ , (15.11)
СН1 СН1 НВ тыс. руб.
СН1 ПОТ СН1
ДельтаЗ = Т x Э , (15.12)
ВН ВН ВН тыс. руб.
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
ПОТ
SUM З
ПОТ СН2
Т = ------------------, (15.13)
СН2 ПО НН руб./МВт·ч
SUM(Э + Э )
СН2 СН2
ПОТ ЭС ПОТ СН2 СН2
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.14)
СН2 СН2 ВН СН1 тыс. руб.
СН2 ПОТ СН2
ДельтаЗ = Т x Э , (15.15)
ВН ВН ВН тыс. руб.
СН2 ПОТ СН2
ДельтаЗ = Т x Э , (15.16)
СН1 СН1 СН1 тыс. руб.
Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже
ПОТ
SUM З
ПОТ НН
Т = ----------, (15.17)
НН ПО руб./МВт·ч
SUM Э
НН
ПОТ ЭС ПОТ НН НН
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.18)
НН НН СН1 СН2 тыс. руб.
НН ПОТ НН
ДельтаЗ = Т x Э , (15.19)
СН1 СН1 СН1 тыс. руб.
НН ПОТ НН
ДельтаЗ = Т x Э , (15.20)
СН2 СН2 СН2 тыс. руб.
где:
ПО ПО ПО ПО
Э , Э , Э и Э - плановый отпуск из сети электроэнергии
ВН СН1 СН2 НН
потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт.ч;
СН1 СН2 СН2 НН НН
Э , Э , Э , Э и Э - плановая трансформация
ВН ВН СН1 СН1 СН2
электроэнергии из сети более высокого уровня напряжения (нижний
индекс) в смежную сеть более низкого уровня напряжения (верхний
индекс), МВт;
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
З , З , З , З - расходы на оплату потерь в сетях
ВН СН1 СН2 НН
соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
Э , Э , Э и Э - величина технологического расхода
ВН СН1 СН2 НН
(потерь) электроэнергии в сети на ВН, СН1, СН2 и НН,
соответственно, млн. кВт.ч;
СН1 СН2 СН2 НН НН
ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ и ДельтаЗ -
ВН ВН СН1 СН1 СН2
часть расходов на оплату потерь электроэнергии в сети более
высокого напряжения (нижний индекс), учитываемая при расчете
ставки на компенсацию потерь электроэнергии в сети более низкого
напряжения (верхний индекс), тыс. руб.
ЭС ПОТ ЭС ПОТ
Т x Э = SUM , SUM Т x Э , где i = ВН, СН1, СН2 и НН
i g s sg si
ЭС
Т - тариф покупки потерь электроэнергии, руб./МВт.ч.
sg
Тариф покупки потерь устанавливается регулирующим органом для каждой сетевой организации (s), входящей в состав потребителей 4 группы, отдельно по каждому ГП (g) и рассчитывается следующим образом:
э пот N пот
Т x Э + Т x N
ЭС св s,g св s,g усл
Т = ----------------------------- + Т , (руб./МВт·ч) (15.21)
sg пот
Э
s,g
где:
э
T - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
св
энергии за 1 МВт.ч, определенная в соответствии с пунктом 63.1
настоящих Методических указаний;
N
T - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
св
расчетной мощности, определенная в соответствии с пунктом 63.1
настоящих Методических указаний.
пот
Э - потери электрической энергии в сети (s), учтенные в
sg
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности) (МВт.ч)
пот
N - потери электрической мощности в сети (s), учтенные в
sg
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности) (с учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ,
учтенной в сводном прогнозном балансе производства и поставок
электрической энергии (мощности)) (МВт.ч);
усл
Т - сбытовая надбавка и услуги, оказание которых является
неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией
потребителей и размер платы за которые в соответствии с
законодательством Российской Федерации подлежит государственному
регулированию (руб./МВт.ч);
В случае если какая-либо сетевая организация не представила необходимых данных для целей формирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии, то единый (котловой) тариф рассчитывается исходя из данных, использованных для установления тарифов на услуги по передаче электрической энергии на текущий период регулирования.
<Введен приказом Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 >
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
52. Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются одновременно в двух вариантах:
- двухставочный;
- одноставочный.
Расчет двухставочного индивидуального тарифа предусматривает определение двух ставок:
- ставки на содержание электрических сетей в расчете на МВА
(МВт) суммарной присоединенной (заявленной) мощности без разбивки
СОД
по напряжениям ТС ;
- ставки на оплату технологического расхода (потерь)
электрической энергии на ее передачу в расчете на МВт·ч без
ПОТ
разбивки по напряжениям ТС .
Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на содержание электрических сетей является присоединенная (заявленная) мощность сетевой организации.
Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии является плановый сальдированный переток электроэнергии между сетевыми организациями. Оплата услуг осуществляется за фактический объем сальдированного перетока.
Избыток/недостаток средств, относимый на содержание
СОД ПОТ
электрических сетей Р и на потери электроэнергии Р , который
должна получить сетевая организация, рассчитывается следующим
образом:
СОД СОД ПО СОД ПО
Р = (Т x N x М - НВВ ) + (Т x N x М - НВВ ) + руб. (15.21)
ВН ВН ВН СН1 СН1 СН1
СОД ПО СОД ПО
+ (Т x N x М - НВВ ) + (Т x N x М - НВВ ),
СН2 СН2 СН2 НН НН НН
ПОТ ПОТ ПО ПОТ ПОТ ПО ПОТ
Р = (Т x Э - З ) + (Т x Э - З ) + руб. (15.22)
ВН ВН ВН СН1 СН1 СН1
ПОТ ПО ПОТ ПОТ ПО ПОТ
+ (Т x Э - З ) + (Т x Э - З )
СН2 СН2 СН2 НН НН НН
В случае, если сетевая организация по заключенным договорам получает плату от нескольких сетевых организаций, ее избыток/недостаток должен учитывать совокупные платежи от всех таких организаций.
При этом НВВ любой сетевой организации региона должна суммарно обеспечиваться за счет платежей от потребителей, а также от сетевых организаций.
СОД
Ставка на содержание электрических сетей ТС , установленная
для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая
организация - плательщик рассчитывается с сетевой
организацией - получателем платы, определяется следующим образом:
СОД
СОД Р
ТС = -------, руб./МВА в месяц (руб./МВт в месяц) (15.23)
N x М
где:
N - суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на
всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА
(МВт).
Ставка на оплату технологического расхода (потерь)
ПОТ
электрической энергии ТС , установленная для сетевой
организации - получателя платы, по которой сетевая
организация - плательщик рассчитывается с организацией -
получателем платы, определяется следующим образом:
ПОТ
ПОТ Р
ТС = ---------, руб./МВт·ч (15.24)
ПЕРЕТ
Э
где:
ПЕРЕТ
Э - суммарный сальдированный переток электроэнергии из
сети сетевой организации - получателя платежа в сеть сетевой
организации-плательщика во всех точках присоединения на всех
уровнях напряжения, МВт·ч.
При поступлении платежей потребителей по заключенным договорам
только в одну сетевую организацию,индивидуальные тарифы определяются по формулам (15.23) и (15.24),
СОД ПОТ
с учетом того, что Р и Р рассчитываются следующим образом:
СОД
Р = НВВ + НВВ + НВВ + НВВ , руб. (15.25)
ВН СН1 СН2 НН
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
Р = З + З + З + З , руб. (15.26)
ВН СН1 СН2
Расчет одноставочного индивидуального тарифа производится следующим образом:
дек сод з(п) пот перет
SUM (ТС x N ) + (ТС x Э )
ВР янв
Т = ----------------------------------------- (руб./МВт·ч);
перет (руб./МВА·ч)
Э (13.4)
з(п)
N - суммарная величина присоединенной (заявленной)
мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения
сетевой МВА (МВт).
<Введен приказом Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 >
<В ред. приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 >
55. Для потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, регулирующий орган устанавливает тарифы с учетом следующих особенностей оплаты услуг по передаче электрической энергии:
в случае если все энергопринимающие устройства потребителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии и потребитель получает от данного производителя весь объем потребляемой электрической энергии, потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии по установленной ставке тарифа на содержание электрических сетей для уровня напряжения, на котором производитель присоединен к электрическим сетям сетевой организации по напряжению станции наиболее высокого уровня;
в случае, если часть энергопринимающих устройств потребителя присоединена к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, а часть - непосредственно, величина заявленной мощности потребителя указывается отдельно для непосредственных присоединений и присоединений к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии. При этом потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии:
при присоединении к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии - за заявленную мощность энергоустановок, присоединенных к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, аналогично положениям абзаца второго настоящего пункта;
при непосредственном присоединении - по установленному тарифу на услуги по передаче электрической энергии для уровня напряжения, на котором энергопринимающие устройства потребителя непосредственно присоединены к электрическим сетям сетевой организации (с учетом пункта 45 Методических указаний). При этом оплата производится по ставке тарифа на содержание электрических сетей - за заявленную мощность энергоустановок, непосредственно присоединенных к электрическим сетям, а по ставке тарифа на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии - за объем электрической энергии, получаемой потребителем из электрической сети.
<В ред.
приказа Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 23 ноября 2007 г. N 385-э/1; НГР:В0703797 ,
приказа Федеральной службы по тарифам от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1 ; НГР:В0906891 ,
приказа Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
55.1 <Утратил силу: приказ Федеральной службы по тарифам от 14.04.2014 N 625-э >
56. <Исключен: приказ Федеральной службы по тарифам от 28 ноября 2006 г. N 318-э/15; НГР:В0602161 >
57. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональные электрические сети) (Таблица П1.3);
баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН1 и НН (Таблица П1.4);
электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО (Таблица П1.5);
структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО (Таблица П1.6);
расчет суммы платы на услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (Таблица П1.13);
смета расходов (Таблица П1.15);
расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
расчет среднегодовой стоимости основных производственных фондов по линиям электропередачи и подстанциям (Таблица П1.17.1);
калькуляция расходов, связанных с передачей электрической энергии (Таблица П1.18.2);
расчет источников финансирования капитальных вложений (ТаблицаП 1.20);
справка о финансировании и освоении капитальных вложений в электросетевое строительство (передача электроэнергии) (Таблица П1.20.3);
расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электрической энергии (Таблица П1.21.3);
расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей (Таблица П1.24);
расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям (Таблица П1.25);
экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.27);
расчет условных единиц для распределения общей необходимой валовой выручки на содержание электрических сетей по уровням напряжения (Приложение 2);
бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.
IX. Расчет размера платы за услуги
по передаче тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
X. Расчет тарифов по группам потребителей электрической
и тепловой энергии на потребительском рынке
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
XI. Тарифы на электрическую энергию (мощность),
реализуемую по двусторонним договорам
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Приложение 1
Таблица N П1.1.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.1.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.2.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.2.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.3
Расчет технологического расхода электрической энергии
(потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных
электрических сетях)
п.п.
Показатели
Ед. изм.
Базовый период
Период регулирования
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
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 хода в трансформаторах (а х б х в)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
кВт/МВА
б
Суммарная мощность трансформаторов
МВА
в
Продолжительность периода
час
1.2.
Потери в БСК и СТК (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.3.
Потери в шунтирующих реакторах (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.4.
Потери в синхронных компенсаторах (СК)
млн. кВт.ч
1.4.1.
Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а х б)
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.4.2.
Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а х б)
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/шт.
б
Количество
шт.
1.4.3.
...
1.5.
Потери электрической энергии на корону, всего
млн. кВт.ч
1.5.1.
Потери на корону в линиях напряжением ___ кВ (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
млн. кВт.ч в год/км
б
Протяженность линий
км
1.5.2.
...
млн. кВт.ч
1.6.
Нагрузочные потери, всего
1.6.1.
Нагрузочные потери в сети ВН, СН1, СН11 (а х б х в)
а
Норматив потерь
%
б
Поправочный коэффициент
в
Отпуск в сеть ВН, СН1 и СН11
млн. кВт.ч
1.6.2.
Нагрузочные потери в сети НН (а х б)
млн. кВт.ч
а
Норматив потерь
тыс. кВт.ч в год/км
б
Протяженность линий 0,4 кВ
км
2.
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций
млн. кВт.ч
3.
Потери, обусловленные погрешностями приборов учета
млн. кВт.ч
4.
Итого
млн. кВт.ч
Таблица N П1.4
Баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН11 и НН
млн. кВт.ч
п.п.
Показатели
Базовый период
Период регулирования
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.
Поступление эл. энергии в сеть, ВСЕГО
1.1.
из смежной сети, всего
в том числе из сети
ВН
СН1
СН11
1.2.
от электростанций ПЭ (ЭСО)
1.3.
от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)
1.4.
поступление эл. Энергии от других организаций
2.
Потери электроэнергии в сети
то же в % (п. 1.1/п. 1.3)
3.
Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды
4.
Полезный отпуск из сети
4.1.
в т.ч.
собственным потребителям ЭСО
из них:
потребителям, присоединенным к центру питания
на генераторном напряжении
4.2.
потребителям оптового рынка
4.3.
сальдо переток в другие организации
Таблица N П1.5
Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО
МВт
п.п.
Показатели
Базовый период
Период регулирования
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.
Поступление мощности в сеть, ВСЕГО
1.1.
из смежной сети
1.2.
от электростанций ПЭ
от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)
от других организаций
2.
Потери в сети
то же в %
3.
Мощность на производственные и хозяйственные нужды
4.
Полезный отпуск мощности потребителям
4.1.
в т.ч.
Заявленная (расчетная) мощность собственных потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями
4.2.
Заявленная (расчетная) мощность потребителей оптового рынка
4.3.
в другие организации
Таблица N П1.6
Структура полезного отпуска электрической энергии
(мощности) по группам потребителей ЭСО
N
Группа потребителей
Объем полезного отпуска
электроэнергии, млн. кВт.ч
Заявленная (расчетная)
мощность, тыс. кВт
Число ча-
сов ис-
пользова-
ния, час
Доля потребления на разных
диапазонах напряжений, %
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
Всего
ВН
СН1
СН11
НН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Базовый период
1.
Базовые потребители
Потребитель 1
Потребитель 2
...
2.
Население
3.
Прочие потребители
3.1.
в том числе
Бюджетные потребители
4.
Итого
Период регулирования
1.
Базовые потребители
Потребитель 1
Потребитель 2
...
2.
Население
3.
Прочие потребители
3.1.
в том числе
Бюджетные потребители
4.
Итого
Таблица N П1.7
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.8
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.9
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.10
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.11
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.12
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.13
Расчет суммы платы на услуги
по организации функционирования и развитию ЕЭС России,
оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике,
организации функционирования торговой системы оптового
рынка электрической энергии (мощности), передаче
электрической энергии по единой национальной
(общероссийской) электрической сети
п.п.
Наименование показателей
Объем
электроэнергии,
млн. кВт.ч
Размер платы за
услуги,
руб./тыс. кВт.ч
Сумма платы за
услуги тыс. руб.
1
2
3
4
5
Базовый период
Период регулирования
Таблица N П1.14
Расчет суммы платы за пользование
водными объектами предприятиями гидроэнергетики
(водный налог)
п.п.
Наименование показателей
Выработка
электроэнергии
млн. кВт.ч
Ставка водного
налога коп./
кВт.ч
Сумма платы
тыс. руб.
1
2
3
4
5
Базовый период
1.
ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)
Период регулирования
2.
ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)
Таблица N П1.15
Смета расходов <*>
п.п.
Наименование показателя
Базовый
период
Период
регули-
рования
1
2
3
4
1.
Сырье, основные материалы
2.
Вспомогательные материалы
из них на ремонт
3.
Работы и услуги производственного характера
из них на ремонт
4.
Топливо на технологические цели
5.
Энергия
5.1.
Энергия на технологические цели (покупная энергия Таблица N П1.12)
5.2.
Энергия на хозяйственные нужды
6.
Затраты на оплату труда
из них на ремонт
7.
Отчисления на социальные нужды
из них на ремонт
8.
Амортизация основных средств
9.
Прочие затраты всего, в том числе:
9.1.
Целевые средства на НИОКР
9.2.
Средства на страхование
9.3.
Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)
9.4.
Оплата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети
9.5.
Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)
9.6.
Водный налог (ГЭС)
9.7.
Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)
9.7.1.
Налог на землю
9.7.2.
Налог на пользователей автодорог
9.8.
Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего
в т.ч.
9.8.1.
Арендная плата
10.
Итого расходов
из них на ремонт
11.
Недополученный по независящим причинам доход
12.
Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования
13.
Расчетные расходы по производству продукции (услуг)
в том числе:
13.1.
- электрическая энергия
13.1.1.
производство электроэнергии
13.1.2.
покупная электроэнергия
13.1.3.
передача электроэнергии
13.2.
- тепловая энергия
13.2.1.
производство теплоэнергии
13.2.2.
покупная теплоэнергия
13.2.3.
передача теплоэнергии
13.3.
- прочая продукция
_________________
<*> - Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
Таблица N П1.16
Расчет расходов на оплату труда <*>
N
Показатели
Ед. изм.
Базовый
период
Период
регули-
рования
1
2
3
4
5
1.
Численность
Численность ППП
чел.
2.
Средняя оплата труда
2.1.
Тарифная ставка рабочего 1 разряда
руб.
2.2.
Дефлятор по заработной плате
2.3.
Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора
руб.
2.4.
Средняя ступень оплаты
2.5.
Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда
руб.
2.6.
Среднемесячная тарифная ставка ППП
- " -
2.7.
Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника
2.7.1.
процент выплаты
%
2.7.2.
сумма выплат
руб.
2.8.
Текущее премирование
2.8.1.
процент выплаты
%
2.8.2.
сумма выплат
руб.
2.9.
Вознаграждение за выслугу лет
2.9.1.
процент выплаты
%
2.9.2.
сумма выплат
руб.
2.10.
Выплаты по итогам года
2.10.1.
процент выплаты
%
2.10.2.
сумма выплат
руб.
2.11.
Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки
2.11.1.
процент выплаты
%
2.11.2.
сумма выплат
руб.
2.12.
Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника
руб.
3.
Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)
3.1.
Льготный проезд к месту отдыха
тыс. руб.
3.2.
По Постановлению от 03.11.94 N 1206; НГР:Р9404786
- " -
3.3.
Итого средства на оплату труда ППП
- " -
4.
Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)
4.1.
Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая)
чел.
4.2.
Среднемесячная оплата труда на 1 работника
руб.
4.3.
Льготный проезд к месту отдыха
тыс. руб.
4.4.
По Постановлению от 03.11.94 N 1206; НГР:Р9404786
тыс. руб.
4.5.
Итого средства на оплату труда непромышленного персонала
тыс. руб.
5.
Расчет по денежным выплатам
5.1.
Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая)
чел.
5.2.
Денежные выплаты на 1 работника
руб.
5.3.
Итого по денежным выплатам
тыс.
6.
Итого средства на потребление
тыс.
7.
Среднемесячный доход на 1 работника
руб.
__________________
<*> - Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
Таблица N П1.17
Расчет амортизационных отчислений
на восстановление основных производственных фондов <*>
тыс. руб.
п/п
Показатели
Базовый период
Период регулирования
1.
Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования
2.
Ввод основных производственных фондов
3.
Выбытие основных производственных фондов
4.
Средняя за отчетный период стоимость основных производственных фондов
5.
Средняя норма амортизации
6.
Сумма амортизационных отчислений
_________________
<*> - Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, по передаче тепловой энергии.
Примечание. При заполнении таблицы по передаче электрической энергии справочно указывается первоначальная стоимость основных фондов по уровням напряжения (ВН, СН1, СН11, НН).
Таблица N П1.17.1
Расчет среднегодовой стоимости
основных производственных фондов по линиям
электропередач и подстанциям
Стоимость на начало регулируемого периода
Ввод основных производственных
фондов
Выбытие основных производственных
фондов
Стоимость на конец регулируемого
периода
Средне-годовая стоимость
Амортизация
1. Линии электропередач
ВЛЭП
ВН
СН1
СН11
НН
КЛЭП
ВН
СН1
СН11
НН
2. Подстанции
ВН
СН1
СН11
НН
Всего (стр. 1 + стр. 2)
ВН
СН1
СН11
НН
Таблица N П1.18
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.18.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.18.2
Калькуляция расходов, связанных с передачей
электрической энергии
тыс. руб.
п.п.
Калькуляционные статьи затрат
Базовый период
Период
регулирования
всего
из них
расходы
на сбыт
всего
из них
расходы
на сбыт
1
2
3
4
5
6
1.
Основная оплата труда производственных рабочих
2.
Дополнительная оплата труда производственных рабочих
3.
Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих
4.
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе:
4.1.
амортизация производственного оборудования
ВН
СН1
СН11
НН
4.2.
отчисления в ремонтный фонд
4.3.
другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
5.
Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)
6.
Цеховые расходы
7.
Общехозяйственные расходы, всего в том числе:
7.1.
Целевые средства на НИОКР
7.2.
Средства на страхование
7.3.
Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ
7.4.
Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования
7.5.
Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе:
- налог на землю
ВН
СН1
СН11
НН
7.6.
Другие затраты, относимые на себестоимость продукции всего, в том числе:
7.6.1.
Арендная плата
8.
Недополученный по независящим причинам доход
9.
Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования
10.
Итого производственные расходы
в том числе:
ВН
СН1
СН11
НН
11.
Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч
12.
Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч
13.
Условно-постоянные затраты, в том числе:
13.1.
Сумма общехозяйственных расходов
14.
Оплата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети
Таблица N П1.19
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.19.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.19.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.20
Расчет источников финансирования капитальных вложений
тыс. руб.
п.п.
Наименование
Базовый
период
Период
регули-
рования
1
2
3
4
1.
Объем капитальных вложений - всего
в том числе:
- на производственное и научно-техническое развитие
- на непроизводственное развитие
2.
Финансирование капитальных вложений
из средств - всего
2.1.
Амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (100%)
2.2.
Неиспользованных средств на начало года
2.3.
Федерального бюджета
2.4.
Местного бюджета
2.5.
Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета
2.6.
Прочих
2.7.
Средства, полученные от реализации ценных бумаг
2.8.
Кредитные средства
2.9.
Итого по пп. 2.1 - 2.8
2.10.
Прибыль (п. 1 - п. 2.9):
- отнесенная на производство электрической энергии
- отнесенная на передачу электрической энергии
- отнесенная на производство тепловой энергии
- отнесенная на передачу тепловой энергии
Таблица N П1.20.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.20.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.20.3
Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений в электросетевое строительство
(передача электроэнергии)
тыс. руб.
Наименование строек
Утверждено на базовый период
В течение базового периода
Остаток
финанси-
рования
План на
период
регули-
рования
Источник
финансиро-
вания
Освоено
фактически
Профинан-
сировано
1
2
3
4
5
6
7
Всего
в т.ч.
Таблица N П1.20.4
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.21.3
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на передачу электрической энергии
тыс. руб.
п.п.
Наименование
Базовый период
Период регулирования
всего
из них на сбыт
всего
из них на сбыт
1
2
3
4
5
6
1.
Прибыль на развитие производства
в том числе:
- капитальные вложения
ВН
СН1
СН11
НН
2.
Прибыль на социальное развитие
в том числе:
- капитальные вложения
3.
Прибыль на поощрение
4.
Дивиденды по акциям
5.
Прибыль на прочие цели
- % за пользование кредитом
- услуги банка
- другие (с расшифровкой)
6.
Прибыль, облагаемая налогом
7.
Налоги, сборы, платежи - всего
в том числе:
- на прибыль
ВН
СН1
СН11
НН
- на имущество
ВН
СН1
СН11
НН
- плата за выбросы загрязняющих веществ
- другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)
8.
Прибыль от товарной продукции, в том числе
в том числе:
ВН
СН1
СН11
НН
Таблица N П1.21.4
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.22
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.23
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.24
Расчет платы за услуги
по содержанию электрических сетей
+------+---------------------------------+-------------+---------------+----------------+
| п.п. | | Единицы |Базовый период | Период |
| | | измерения | | регулирования |
| | | +-------+-------+--------+-------+
| | | | всего |из них | всего |из них |
| | | | |на сбыт| |на сбыт|
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1. |Расходы, отнесенные на передачу| тыс. руб. | | | | |
| |электрической энергии (п. 1 1| | | | | |
| |табл. П1.18.2) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|1.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2. |Прибыль, отнесенная на передачу| тыс. руб. | | | | |
| |электрической энергии (п. 8 табл.| | | | | |
| |П1.21.3) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|2.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|3. |Рентабельность (п. 2 / п. 1 x| % | | | | |
| |100%) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4. |Необходимая валовая выручка,| тыс. руб. | | | | |
| |отнесенная на передачу| | | | | |
| |электрической энергии (п. 1 + п.| | | | | |
| |2) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|4.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5. |Плата за услуги на содержание| руб./МВт. | | | | |
| |электрических сетей по диапазонам| мес. | | | | |
| |напряжения в расчете на 1 МВт| | | | | |
| |согласно формулам (31) - (33) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|5.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6. |Плата за услуги на содержание| руб./МВт.ч | | | | |
| |электрических сетей по диапазонам| | | | | |
| |напряжения в расчете на 1 МВт.ч| | | | | |
| |согласно формулам (34) - (36) | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6.1. |ВН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6.2. |СН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
| | СН11 | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
|6.3. |НН | | | | | |
+------+---------------------------------+-------------+-------+-------+--------+-------+
Таблица N П1.24.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.25
Расчет ставки по оплате
технологического расхода (потерь) электрической
энергии на ее передачу по сетям
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|п.п.| | Единицы |Базовый|Период |
| | |измерения|период |регули-|
| | | | |рования|
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|1. |Средневзвешенный тариф на электрическую| руб./ | | |
| |энергию | МВт.ч | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2. |Отпуск электрической энергии в сеть с| млн. | | |
| |учетом величины сальдо-перетока| кВт.ч | | |
| |электроэнергии | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|2.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3. |Потери электрической энергии | % | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|3.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4. |Полезный отпуск электрической энергии | млн. | | |
| | | кВт.ч | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|4.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5. |Расходы на компенсацию потерь |тыс. руб.| | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|5.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6. |Ставка на оплату технологического| руб./ | | |
| |расхода (потерь) электрической энергии| МВт.ч | | |
| |на ее передачу по сетям | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6.1.|ВН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6.2.|СН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| |в т.ч. СН1 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
| | СН11 | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
|6.3.|НН | | | |
+----+---------------------------------------+---------+-------+-------+
Таблица N П1.26
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.27
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28.1
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28.2
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.28.3
Расчет экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию (мощность)
по группам потребителей
<Исключена: приказ Федеральной службы по тарифам от 22 декабря 2009 г. N 469-э/8; НГР:В0906570>
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.29
<Утратила силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Таблица N П1.30
<Введена приказом Федеральной службы по тарифам от 31июля 2007 г. N 138-э/6; НГР:В0702200 >
Отпуск (передача) электроэнергии
территориальными сетевыми организациями
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| N | Наименование показателя | Отпуск ЭЭ, |Заявленная|Присоеди- | Товарная |
| | | тыс. кВт·ч |мощность, |ненная |продукция,|
| | | | МВт |мощность, |тыс. руб. |
| | | | |МВА | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть - | | | | |
| |всего | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 1.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 2 |Потери электроэнергии - | | | | |
| |всего | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии сетевыми | | | | |
| |предприятиями - всего | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 3.2.1 - | | | | |
| |п. 1.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 3.2.2 - | | | | |
| |п. 1.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в ЕНЭС | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 4.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 5 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 6.2.1 - | | | | |
| |п. 4.2.1) | | | | |
| 6.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 6.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 6.2.2 - | | | | |
| |п. 4.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 7 |Трансформировано из сети | | | | X |
| |ЕНЭС в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 8 | - ВН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 9 | - СН1 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 10 | - СН2 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 11 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть ВН | | | | |
| |110 кВ | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 12.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 13 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 14.2.1 - | | | | |
| |п. 12.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 14.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 14.2.2 - | | | | |
| |п. 12.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 15 |Трансформировано из 110 | | | | X |
| |кВ в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 16 | - СН1 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 17 | - СН2 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 18 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть СН1| | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 19.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 20 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 21.2.1 - | | | | |
| |п. 19.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 21.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
| 21.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 21.2.2 - | | | | |
| |п. 19.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 22 |Трансформировано из 35 кВ| | | | X |
| |в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 23 | - СН2 | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 24 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть СН2| | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 25.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 26 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 27.2.1 - | | | | |
| |п. 25.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 27.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 27.2.2 - | | | | |
| |п. 25.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 28 |Трансформировано из 10-6 | | | | X |
| |кВ в: | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 29 | - НН | | | | X |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30 |Поступление | | | | |
| |электроэнергии в сеть НН | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.1 |не сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.2 |сетевых организаций | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. из | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 30.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 31 |Потери электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32 |Отпуск (передача) | | | | |
| |электроэнергии | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.1 |не сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 3.2 |сетевым организациям | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |в т.ч. | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.1 |сетевой организации 1 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.1.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 32.2.1 - | | | | |
| |п. 30.2.1) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.2 |сетевой организации 2 | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| 32.2.2.1 |также в сальдированном | | | | |
| |выражении (п. 32.2.2 - | | | | |
| |п. 30.2.2) | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
| |... | | | | |
+----------+-------------------------+------------+----------+----------+----------+
Приложение 2
СИСТЕМА УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦ
ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СУММЫ
ТАРИФНОЙ ВЫРУЧКИ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица N П2.1
Объем воздушных линий электропередач
(ВЛЭП) и кабельных линий электропередач (КЛЭП)
в условных единицах в зависимости от протяженности,
напряжения, конструктивного использования и материала опор
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |Напряжение, |Количест-| Материал |Количество |Протя-| Объем |
| | кВ |во цепей | опор | условных |жен- |условных|
| | |на опоре | |единиц (у) |ность | единиц |
| | | | | на 100 км | | |
| | | | |трассы ЛЭП | | |
| | | | +-----------+------+--------+
| | | | | у/100км | км | у |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |7 = 5 x |
| | | | | | |6/100 |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|ВЛЭП |1150 | - | металл | 800 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |750 | 1 | металл | 600 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |400 - 500 | 1 | металл | 400 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 300 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |330 | 1 | металл | 230 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 170 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 290 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 210 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |220 | 1 | дерево | 260 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | металл | 210 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 140 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 270 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 180 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |110 - 150 | 1 | дерево | 180 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | металл | 160 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 130 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 190 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 160 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|КЛЭП |220 | - | - | 3000 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |110 | - | - | 2300 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| ВН, всего | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|ВЛЭП |35 | 1 | дерево | 170 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | металл | 140 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 120 | | |
| | +---------+----------+-----------+------+--------+
| | | 2 | металл | 180 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон | 150 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |1 - 20 | - | дерево | 160 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | |дерево на | 140 | | |
| | | | ж/б | | | |
| | | | пасынках | | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон, | 110 | | |
| | | | металл | | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|КЛЭП |20 - 35 | - | - | 470 | | |
| +------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| |3 - 10 | - | - | 350 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| СН, всего | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|ВЛЭП |0,4 кВ | - | дерево | 260 | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | дерево на| 220 | | |
| | | | ж/б | | | |
| | | | пасынках | | | |
| | | +----------+-----------+------+--------+
| | | | ж/бетон, | 150 | | |
| | | | металл | | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
|КЛЭП |до 1 кВ | - | - | 270 | | |
+-------+------------+---------+----------+-----------+------+--------+
| НН, всего | |
+------------------------------------------------------------+--------+
Примечание. При расчете условных единиц протяженность ВЛЭП - 0,4 кВ от линии до ввода в здании не учитывается.
Условные единицы по ВЛЭП - 0,4 кВ учитывают трудозатраты на обслуживание и ремонт:
а) воздушных линий в здание и
б) линий с совместной подвеской проводов.
- Условные единицы по ВЛЭП 0,4 - 20 кВ учитывают трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
- Кабельные вводы учтены в условных единицах КЛЭП напряжением до 1 кВ.
Таблица N П2.2
Объем подстанций 35 - 1150 кВ,
трансформаторных подстанций (ТП), комплексных
трансформаторных подстанций (КТП) и распределительных
пунктов (РП) 0,4 - 20 кВ в условных единицах
п/п
Наименование
Единица измерения
Напряжение, кВ
Количество условных единиц (у) на единицу измерения
Количество единиц измерения
Объем условных единиц
у/ед.изм.
ед. изм.
у
1
2
3
4
5
6
7 = 5 x 6
1
Подстанция
П/ст
1150
1000
750
600
400 - 500
500
330
250
220
210
110 - 150
105
35
75
2
Силовой трансформатор
или реактор (одно- или трехфазный), или вольтодобавочный трансформатор
Единица оборудования
1150
60
750
43
400 - 500
28
330
18
220
14
110 - 150
7,8
35
2,1
1 - 20
1,0
3
Воздушный выключатель
3 фазы
1150
180
750
130
400 - 500
88
330
66
220
43
110 - 150
26
35
11
1 - 20
5,5
4
Масляный выключатель
- " -
220
23
110 - 150
14
35
6,4
1 - 20
3,1
5
Отделитель с короткозамыкателем
Единица оборудования
400 - 500
35
330
24
220
19
110 - 150
9,5
35
4,7
6
Выключатель нагрузки
- " -
1 - 20
2,3
7
Синхронный компенсатор мощн. 50 Мвар
- " -
1 - 20
26
8
То же, 50 Мвар и более
- " -
1 - 20
48
9
Статические конденсаторы
100 конд.
35
2,4
1 - 20
2,4
10
Мачтовая (столбовая) ТП
ТП
1 - 20
2,5
11
Однотрансформаторная ТП, КТП
ТП, КТП
1 - 20
2,3
12
Двухтрансформаторная ТП, КТП
ТП, КТП
1 - 20
3
13
Однотрансформаторная подстанция
34/0,4 кВ
п/ст
35
3,5
14
Итого
ВН
-
-
СН
-
-
НН
-
-
Примечание. В п. 1 учтены трудозатраты оперативного персонала подстанций напряжением 35 - 1150 кВ.
Условные единицы по п. п. 2 - 9 учитывают трудозатраты по обслуживанию и ремонту оборудования, не включенного в номенклатуру условных единиц (трансформаторы напряжения, аккумуляторные батареи, сборные шины и т.д.), резервного оборудования.
Условные единицы по п. 2 "Силовые трансформаторы 1 - 20 кВ" определяются только для трансформаторов, используемых для собственных нужд подстанций 35 - 1150 кВ.
По п. п. 3 - 6 учтены дополнительные трудозатраты на обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики, а для воздушных выключателей (п. 3) - дополнительно трудозатраты по обслуживанию и ремонту компрессорных установок.
Значение условных единиц п. п. 4 и 6 "Масляные выключатели 1 - 20 кВ" и "Выключатели нагрузки 1 - 20 кВ" относятся к коммутационным аппаратам, установленным в распределительных устройствах 1 - 20 кВ подстанций 35 - 1150 кВ, ТП, КТП и РП 1 - 20 кВ, а также к секционирующим коммутационным аппаратам на линиях 1 - 20 кВ.
Объем РП 1 - 20 кВ в условных единицах определяется по количеству установленных масляных выключателей (п. 4) и выключателей нагрузки (п. 6). При установке в РП трансформаторов 1 - 20/0,4 кВ дополнительные объемы обслуживания определяются по п. 11 или 12.
По п. п. 10 - 12 дополнительно учтены трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
По п. п. 1, 2 условные единицы относятся на уровень напряжения, соответствующий первичному напряжению.
Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций относятся на уровень высшего напряжения подстанций.
Приложение 3
РАЗДЕЛЬНЫЙ УЧЕТ В НВВ
ВН
РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА, ОТНОСИМЫХ К ЕДИНОЙ
НАЦИОНАЛЬНОЙ (ОБЩЕРОССИЙСКОЙ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
(ЕНЭС) (ИНДЕКС ВН1) И НЕ ОТНОСИМЫХ К ЕНЭС
(ИНДЕКС ВН11)
НВВ = НВВ + НВВ (1)
вн вн1 вн11
п пр
НВВ = Р + Р (2)
вн1 вн1 вн1
п пр
НВВ = Р + Р (3)
вн11 вн11 вн11
п п п
Р = Р + Р (4)
вн вн1 вн11
пр пр пр
Р = Р + Р (5)
вн вн1 вн11
У = У + У (6)
вн вн1 вн11
НИ = НИ + НИ (7)
вн вн1 вн11
НЗ = НЗ + НЗ (8)
вн вн1 вн11
А = А + А (9)
вн вн1 вн11
ПРН = ПРН + ПРН (10)
вн вн1 вн11
У
пр п вн1
Р = (НВВ - Р ) x ----- (11)
вн1 вн вн У
вн
У
пр п вн11
Р = (НВВ - Р ) x ----- (12)
вн11 вн вн У
вн
Приложение 4
<Утратило силу: приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.09.2020 N 836/20 >
Дополнительные сведения
| Государственные публикаторы: | РОССИЙСКАЯ ГАЗЕТА № 265 от 30.11.2004 Стр. 13, ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ТАРИФАМ № 10 от 05.11.2004 Стр. 1, РОССИЙСКАЯ ГАЗЕТА № 242 от 02.11.2004 Стр. 10, БЮЛЛЕТЕНЬ НОРМАТИВНЫХ АКТОВ ФЕДЕРАЛЬНЫХ ОРГАНОВ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ВЛАСТИ № 44 от 01.11.2004 Стр. 3 |
| Рубрики правового классификатора: | 020.000.000 Основы государственного управления, 020.030.000 Общие вопросы государственного управления в сфере экономики, социально-культурного и административно-политического строительства, 020.030.100 Цены и ценообразование (см. также 090.100.030), 090.000.000 Хозяйственная деятельность, 090.010.000 Промышленность, 090.010.070 Энергетика |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
