Информационное письмо ФСТ России от 14.09.2005 № СН-5495/14

Федеральная служба по тарифам · № СН-5495/14 от 14.09.2005Действующий акт

Актуально на 10.11.2026.

Как цитировать: Информационное письмо ФСТ России от 14.09.2005 N СН-5495/14. СН-5495/14. 14.09.2005. https://bukva.ai/docs/pismo-sn-549514

«Об особенностях расчета тарифов на передачу электрической энергии»

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

ИНФОРМАЦИОННОЕ ПИСЬМО от 14 сентября 2005 г. № СН-5495/14

ОБ ОСОБЕННОСТЯХ РАСЧЕТА ТАРИФОВ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

В связи с обращением ОАО «РЖД», на основании независимой экспертизы ООО «Русэнергосбыт» по вопросам расчета тарифа на услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям ОАО «РЖД», в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом ФСТ России от 6 августа 2004 г. № 20-э/2 (зарегистрировано Минюстом России 20.10.2004, рег. № 6076), а также в целях учета особенностей использования электросетевого оборудования ОАО «РЖД» при расчете тарифов на передачу электрической энергии ФСТ России направляет следующие официальные разъяснения:

1.1. Расходы на содержание устройств электроснабжения (оборудования) ОАО «РЖД», учет которых ведется по каждому структурному подразделению соответствующей железной дороги, включают следующие основные группы:

Прямые расходы:

техническое обслуживание, испытания и текущий ремонт;
капитальный ремонт;
амортизация;
другие, в т.ч. содержание ремонтно-ревизионных участков и мастерских, непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы).

Косвенные расходы:

расходы, общие для всех мест возникновения затрат и видов работ;
общехозяйственные расходы;
внереализационные, операционные и чрезвычайные расходы.

1.2. Следующие прямые расходы хозяйства электроснабжения относятся как на расходы, связанные с энергоснабжением объектов железнодорожного транспорта, так и на предоставление услуг по передаче энергии потребителям и другим энергоснабжающим организациям, а именно:

техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, а также амортизация линий электропередачи (за исключением расположенных на опорах контактной сети, а также основных линий автоблокировки и диспетчерской централизации, расположенных на отдельно стоящих опорах);
техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, испытания, а также амортизация оборудования тяговых подстанций;
техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, испытания, а также амортизация оборудования трансформаторных подстанций.

1.3. Не принимаются к включению в состав прямых расходов на услуги по передаче энергии расходы, являющиеся специфическими, относимыми исключительно на обеспечение энергоснабжения технологии перевозочного процесса железных дорог (тяга поездов, освещение станций, электроснабжение устройств сигнализации и автоблокировки), а именно:

техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, а также амортизация контактной сети и линий электропередачи, расположенных на опорах контактной сети;
техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, а также амортизация основных линий автоблокировки и диспетчерской централизации, расположенных на отдельно стоящих опорах, а также на опорах контактной сети;
техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, амортизация, а также испытания пунктов параллельного соединения и постов секционирования;
техническое обслуживание, текущий ремонт и амортизация устройств наружного освещения.

1.4. Указанные в п. 1.2 расходы рекомендуется относить на услуги по передаче электроэнергии соответственно доле, определяемой следующим образом:

ДОЛЯ = ТЕ (на передачу) / ТЕ (всего по статье),

где:

ТЕ (на передачу) — технические единицы (см. «Нормативы определения объемов работ в технических единицах дистанции электроснабжения железнодорожных линий, утвержденные указанием МПС РФ от 25.06.99 № К-1115у), соответствующие объектам, относимым как на услуги по передаче энергии, так и на энергоснабжение тяги поездов и стационарных объектов железнодорожного транспорта;»

ТЕ (всего по статье) — технические единицы, соответствующие всему оборудованию, расходы по которому включены в данную статью затрат.

2. При определении косвенных расходов рекомендуется руководствоваться учетной политикой ОАО «РЖД».

2.1. Распределение указанных расходов между видами деятельности, осуществляемыми подразделениями ОАО «РЖД», рекомендуется производить:

в соответствии с учетной политикой, принятой в организации;
пропорционально ранее распределенным прямым расходам по регулируемым видам деятельности.

2.2. Расходы структурных подразделений «Энергосбыт» железных дорог в части расходов на содержание оборудования тяговых и трансформаторных подстанций распределяются в соответствии с п. 1.2.

2.3. Расходы структурных подразделений «Энергосбыт» железных дорог, за исключением указанных в п. 2.2, рекомендуется относить на услуги по передаче энергии конечным потребителям (субабонентам) и другим энергоснабжающим организациям в конкретном субъекте Российской Федерации пропорционально объемам передаваемой энергии с учетом передачи иным организациям (далее по тексту — передаваемой) ОАО «РЖД» в каждом из субъектов Российской Федерации.

3. При расчете тарифов на оказание услуг по передаче электроэнергии учитывается величина прибыли, необходимая для обеспечения подразделений ОАО «РЖД», осуществляющих деятельность по оказанию услуг по передаче электроэнергии, средствами на обслуживание привлеченного и заемного капитала, собственными средствами на развитие, уплату налогов и финансирования прочих обоснованных затрат за счет прибыли.

3.1. На основании инвестиционной программы по модернизации и развитию хозяйства электроснабжения, в т.ч. систем учета электрической энергии, определяется сумма капитальных вложений, включаемая в тариф на передачу электрической энергии подразделений ОАО «РЖД». В данных документах указывается объем финансирования, необходимый для реконструкции, технического перевооружения и строительства на регулируемый период по каждому объекту основных средств.

При учете капитальных вложений, не компенсируемых амортизацией, из расчета тарифа на услуги по передаче электроэнергии рекомендуется исключить капитальные вложения по оборудованию, указанному в п. 1.3.

Таким образом, включению в состав расходов из прибыли будут подлежать лишь суммы капитальных затрат по объектам, служащим как для энергоснабжения объектов железнодорожного транспорта, так и на предоставление услуг по передаче энергии сторонним потребителям и другим энергоснабжающим организациям (в соответствии с п. 1.2).

3.2 Рекомендуется полностью относить на услуги по передаче электроэнергии:

расходы на формирование резервов по сомнительным долгам за услуги по передаче электроэнергии согласно учетной политике ОАО «РЖД»;
дебиторскую задолженность по оказанным услугам по передаче электроэнергии, по которой истек срок исковой давности.

3.3. Распределение прочих статей прибыли, которые невозможно отнести к одному виду деятельности, между различными видами деятельности рекомендуется производить аналогично распределению косвенных расходов (пункт 2.1).

3.4. Необходимую прибыль структурных подразделений «Энергосбыт» железных дорог (так же, как и косвенные расходы) рекомендуется распределять согласно п. 2.3.

4. В целях регулирования тарифа на услуги по передаче электроэнергии структурными подразделениями ОАО «РЖД», осуществляющими регулируемую деятельность в нескольких субъектах Российской Федерации, необходимую валовую выручку рекомендуется распределять по субъектам Российской Федерации следующим образом:

4.1. Пропорционально техническим единицам по оборудованию, находящемуся в соответствующем субъекте Российской Федерации, т.е. для структурных подразделений, осуществляющих регулируемую деятельность в регионах 1...N, доля НВВ, приходящаяся на регион 1, будет определяться следующим образом:

Доля = ТЕрег.1 / Сумма ТЕрег.1...n,

где:

ТЕрег.1 — сумма технических единиц, относящаяся к оборудованию, территориально находящемуся в регионе 1;

Сумма ТЕрег.1...n — сумма технических единиц, относящаяся ко всему оборудованию структурного подразделения, находящемуся в регионах 1...N.

4.2 Пропорционально объемам передаваемой электрической энергии по данному субъекту Российской Федерации:

Доля = Эпер.1 / Сумма Эпер.1...n,

где:

Эпер.1 — объем передаваемой энергии в регионе 1;

Сумма Эпер.1...n — суммарный объем передаваемой энергии по всем субъектам РФ (от 1 до N), в которых данным структурным подразделением осуществляется энергоснабжение потребителей.

4.3. Необходимую валовую выручку структурного подразделения «Энергосбыт» рекомендуется распределять по субъектам Российской Федерации пропорционально объемам передаваемой электрической энергии по данному субъекту Российской Федерации:

Доля = Эпер.1 / Сумма Эпер.1...n,

где:

Эпер.1 — объем передаваемой энергии в регионе 1;

5. В случае, если в одном субъекте Российской Федерации регулируемую деятельность осуществляют два и более структурных подразделений ОАО «РЖД», тарифы на услуги по передаче энергии по сетям ОАО «РЖД» могут устанавливаться едиными (с дифференциацией по уровням напряжения) для всех структурных подразделений ОАО «РЖД» в данном регионе. В этом случае базовым (по наибольшему объему передаваемой электрической энергии) структурным подразделениям «Энергосбыт» рекомендуется производить сводный расчет по субъекту Российской Федерации.

6. Для исключения возможности дублирования затрат в стоимости электроснабжения потребителей смежных регионов подразделениям ОАО «РЖД» рекомендуется предоставлять органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, в составе обосновывающих материалов к расчету тарифа на услуги по передаче электроэнергии как смету затрат, представленную к регулированию в данном регионе, так и сводную смету затрат по данному подразделению ОАО «РЖД» с указанной разбивкой по регионам.

Аналогично рекомендуется представлять расчет прибыли, а также технических единиц, т.е. как полный по структурному подразделению ОАО «РЖД», так и с разбивкой по регионам деятельности.

7. Расчет тарифов на услуги по передаче электроэнергии по сетям ОАО «РЖД» следует производить в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов (цен) на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2, и рекомендуемым Типовым расчетом тарифа на услуги по передаче электроэнергии по сетям ОАО «РЖД», прилагаемым к настоящему письму.

Руководитель С. Г. Новиков

ТИПОВОЙ РАСЧЕТ ТАРИФА НА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД»

Таблица № П1.1 (вспомогательная)

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год
	базовые			население			бюджетные			тяга			ж.д.			субаб.			транзит			итого
ВН-ВН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	615060	627361	636772	7690	7844	7961	281	287	291	441258	450083	456834	1064289	1085575	1101858
ВН-СН1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ВН-СН2	0	0	0	6753	6888	6991	0	0	0	0	0	0	11172	11395	11566	1843	1880	1908	529	540	548	20297	20703	21013
ВН-СН2-НН	0	0	0	1081	1103	1119	114	116	118	0	0	0	52845	53902	54710	3484	3554	3607	0	0	0	57524	58674	59555
СН1-СН1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	79642	81235	82453	1978	2018	2048	0	0	0	46603	47535	48248	128223	130787	132749
СН1-СН2	0	0	0	3031	3092	3138	101	103	104	0	0	0	3343	3410	3461	704	718	729	0	0	0	7179	7323	7432
СН1-НН	0	0	0	869	886	900	41	41	42	0	0	0	15408	15716	15952	2134	2177	2210	0	0	0	18452	18821	19103
СН2-СН2	0	0	0	2761	2816	2858	1334	1361	1381	0	0	0	6753	6888	6991	1126	1149	1166	66	67	68	12040	12281	12465
СН2-НН	0	0	0	2316	2362	2398	30	31	31	0	0	0	29181	29765	30211	1949	1988	2018	0	0	0	33476	34146	34658
НН-НН	0	0	0	1410	1438	1460	0	0	0	0	0	0	7869	8026	8147	283	289	293	0	0	0	9562	9753	9900
Всего	0	0	0	18221	18585	18864	1619	1652	1676	694702	708596	719225	136239	138964	141048	11805	12041	12221	488456	498225	505698	1351042	1378063	1398734

Потери	2004 год	2005 год	2006 год
ВН	3,68%	3,66%	3,65%
СН-1	0,31%	0,30%	0,30%
СН-2	12,35%	12,32%	12,30%
НН	9,28%	9,10%	8,83%

Коэф. Увел объема		1,02	1,015

Таблица № П1.1.1

БАЛАНС МОЩНОСТИ ПЭ В ГОДОВОМ СОВМЕЩЕННОМ МАКСИМУМЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ОЭС

№ п/п	Показатели	Единица измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Установленная мощность эл. станций ПЭ	тыс. кВт	0	0
	2.	Снижение мощности из-за вывода оборудования в консервацию		0
3.	Нормативные, согласованные с ОРГРЭС ограничения мощности		0	0
4.	Прочие ограничения		0	0
5.	Располагаемая мощность ПЭ		0	0
6.	Снижение мощности из-за вывода оборудования в реконструкцию и во все виды ремонтов		0	0
7.	Рабочая мощность ПЭ		0	0
8.	Мощность на собственные нужды		0	0
9.	Полезная мощность ПЭ		0	0

Таблица № П1.1.2

БАЛАНС МОЩНОСТИ В СЕТЯХ ОАО «РЖД» В ГОДОВОМ СОВМЕЩЕННОМ МАКСИМУМЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Показатели	Единица измерения	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5	6
1.	Поступление мощности в сеть ЭСО от ПЭ	тыс. кВт	193,81	197,69	200,65
	1.1.	Собственных станций		0	0
1.2.	От блок-станций		0	0	0
1.3.	С оптового рынка		0	0	0
1.4.	Других ПЭ и ЭСО		193,81	197,69	200,65
1.4.1.	...
2.	Потери в сети		10,34	10,49	10,58
	то же в %		5,34%	5,30%	5,27%
3.	Мощность на производственные и хозяйственные нужды		0	0	0
4.	Полезный отпуск мощности ЭСО		183,47	187,20	190,08
	в том числе
	Максимум нагрузки собственных потребителей ЭСО		110,86	113,12	114,88
	Передача мощности другим ЭСО		72,61	74,08	75,20
	Передача мощности на оптовый рынок		0	0	0

Таблица № П1.2.1

РАСЧЕТ ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ПЭ

(млн. кВт.ч)

№ п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Выработка электроэнергии, всего	0	0
	в т.ч.
	ТЭС	0	0
	ГЭС	0	0
2.	Покупная электроэнергия от других собственников	0	0
3.	Расход электроэнергии на собственные нужды	0	0
	в том числе:
	на ТЭС	0	0
	- на производство электроэнергии	0	0
	то же в %	0	0
	- на производство теплоэнергии	0	0
	то же в кВт.ч/Гкал	0	0
	на ГЭС	0	0
	то же в %	0	0
4.	Отпуск электроэнергии с шин (п. 1 - п. 3), всего	0	0
5.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды ПЭ	0	0
6.	Потери электроэнергии в пристанционных узлах	0	0
7.	Полезный отпуск ПЭ (п. 4 + п. 2 - п. 5 - п. 6)	0	0
	в том числе:
	по прямым договорам в общую сеть	0	0

Таблица № П1.2.2

РАСЧЕТ ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(млн. кВт.ч)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5
1.	Полезный отпуск ПЭ (строка 7 т. 1.2.1)	0	0	0
2.	Покупная электроэнергия	1351042	1378063	1398734
2.1.	с оптового рынка	0	0	0
2.2.	от блок-станций	0	0	0
2.3.	от других поставщиков (за вычетом строки 2 таблицы П1.2.1)	1351042	1378063	1398734
3.	Потери электроэнергии в сетях	70129	71111	71727
	то же в % к отпуску в сеть	5,19%	5,16%	5,13%
4.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды	0	0	0
	в том числе:
	для закачки воды ГАЭС	0	0	0
	для электробойлерных	0	0	0
	для котельных	0	0	0
5.	Полезный отпуск электроэнергии ЭСО, всего	1280913	1306952	1327007
	в том числе:
5.1.	Передача электроэнергии на оптовый рынок	0	0	0
5.2.	Отпуск электроэнергии по прямым договорам	0	0	0
5.3.	Полезный отпуск электроэнергии	808921	825447	838225
5.4.	Сальдо-переток (транзит)	471992	481505	488782

Таблица № П1.3

РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (ПОТЕРЬ) В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Базовый период 2004 год (факт)					2005 год (ожид.)				Период регулирования 2006 год
№ п/п	Показатели	Ед. изм.	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Технические потери	тыс. кВт.ч	42009	471	18035	9614	70129	42669	471	18356	9614	71111	43174	471	18602	9614	71862
1.1.	Потери холостого хода в трансформаторах	тыс. кВт.ч	9007	471	2023	0	11501	9 007	471	2023	0	11501	9007	471	2023	0	11501
	Норматив потерь*	кВт/МВА	1,19	2,26	2,26	0	0,00	1,19	2,26	2,26	0	0	1,19	2,26	2,26	0	0
	Суммарная мощность трансформаторов	МВА	834,00	22,98	98,62	0	0,00	834,00	22,98	98,62	0	0	834,00	22,98	98,62	0	0
	Продолжительность периода	час	8760	8760	8760	0	0,00	8760	8760	8760	0	0	8760	8760	8760	0	0
1.2.	Потери в БСК и СТК	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Норматив потерь*	тыс. кВт.ч в год/шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Количество БСК и СТК	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.3.	Потери в шунтирующих реакторах (ахб)	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Норматив потерь*	тыс. кВт.ч в год/шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Количество реакторов	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.4.	Потери в СК и генераторах, работающих в режиме СК	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.4.1.	Потери в СК номинальной мощностью Мвар (ахб)		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Норматив потерь*	тыс. кВт.ч в год/шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Количество СК	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.5.	Потери на корону, всего		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.5.1.	Потери на корону в линиях напряжением __ кВ (ахб)	тыс. кВт.ч		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Норматив потерь*	тыс. кВт.ч в год/км	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Протяженность линий	км	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.6.	Нагрузочные потери, всего	тыс. кВт.ч	33002	0	16012	9614	58628	33662	0	16334	9614	59610	34167	0	16580	9614	60361
1.6.1.	Нагрузочные потери в сетях ВН, СНI, СНII (ахб)	тыс. кВт.ч	33002	0	16012	0	49014	33662	0	16334	0	49996	34167	0	16580	0	50747
	Норматив потерь*	%	3,44%	0%	6,45%	0%	0%	3,44%	0%	6,45%	0%	0%	3,44%	0%	6,45%	0	0
	Поправочный коэффициент		0,84	1,70	1,70	0	0	0,84	1,70	1,70	0	0	0,84	1,70	1,70	0	0
	Отпуск в сеть	тыс. кВт.ч	1142110	153854	146027	103592	1351042	1164952	156931	148961	105703	1378063	1182426	159285	151206	107318	1398734
1.6.2.	Нагрузочные потери в э-сети НН	тыс. кВт.ч	0	0	0	9613,92	9613,92	0	0	0	9613,92	9613,92	0	0	0	9613,92	9613,92
	Норматив потерь*	тыс. кВт.ч в год/км	0	0	0	6	0	0	0	0	6	0	0	0	0	6	0
	Протяженность линий 0,4 кВ	км	0	0	0	1602,32	0	0	0	0	1602,32	0	0	0	0	1602,32	0
2.	Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Потери, обусловленные погрешностями приборов учета электроэнергии	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
4.	Коммерческие потери	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5.	Прочие потери	тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.	Итого		42009	471	18035	9614	70129	42669	471	18356	9614	71111	43174	471	18602	9614	71862
	то же в %		3,6782%	0,3063%	12,350%	9,2805%	5,19%	3,6628%	0,30034%	12,3229%	9,0952%	5,16%	3,65%	0,30%	12,30%	8,9584%	5,14%

Таблица № П1.4

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО СЕТЯМ ВН, СНI, СНII И НН ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)					2005 год (ожид.)					Период регулирования
№ п/п	Показатели	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН
1 2
3	4	5	6	7						8	9	10	11	12	1.	Поступление эл. энергии в сеть, всего
1351042	1142110	153854	146027	103592	1378063	1164952	156931	148961	105703	1398734	1182426	159285	151206	107318	1.1.	из смежной сети, всего
																в том числе из сети
																ВН
74959		0	74959		76470		0	76470		77626		0	77626			СНI
25552			25552		26065			26065		26457			26457			СНII
94030				94030	95950				95950	97418				97418	1.2.	от электростанций ПЭ или ЭСО
1351042	1142110	153854	45516	9562	1378063	1164952	156931	46426	9753	1398734	1182426	159285	47123	9900	1.3.	от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)
															1.4.	поступление эл. энергии от других организаций
															2.	Потери электроэнергии в сети
70129	42009	471	18035	9614	71111	42669	471	18356	9614	71727	43174	471	18602	9479		то же в % (п. 1.1 / п. 1.3)
5,19%	3,68%	0,31%	12,35%	9,28%	5,16%	3,66%	0,30%	12,32%	9,10%	5,13%	3,65%	0,30%	12,30%	8,83%	3.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды
															4.	Полезный отпуск из сети
1280913	1025142	127830	33962	93978	1306952	1045813	130395	34655	96089	1327007	1061626	132356	35186	97839	4.1.	в т.ч. собственным потребителям ЭСО
808921	600115	81370	33458	93978	825447	612215	83002	34140	96089	838225	621472	84251	34663	97839		из них:
																потребителям, присоединенным к центру питания
																на генераторном напряжении
															4.2.	потребителям оптового рынка
															4.3.	сальдо-переток в другие организации (транзит)
471992	425028	46460	504	0	481505	433598	47392	515	0	488782	440154	48105	523	0		Таблица № П1.4

(вспомогательная)

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Показатели	Базовые потребители, тыс. кВт.ч			Население, тыс. кВт.ч			Прочие, всего тыс. кВт.ч			В том числе
		2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	бюджетные потребители, тыс. кВт.ч			собственное потребление, всего
		2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1.	Отпуск эл. энергии в сеть ВН (110 кВ), всего	0	0	0	7834	7991	8111	692489	706339	716934	114	116	118	686767	700502	711010
1.1.	Потери электроэнергии в сети ВН (110 кВ)	0	0	0	288	293	296	25471	25871	26178	4	4	4	25261	25658	25961
	то же в %	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%
1.2.	Отпуск из сети ВН (110 кВ)	0	0	0	7546	7698	7814	667018	680467	690756	109	112	113	661506	674845	685049
1.2.1.	Потребителям сети ВН	0	0	0	0	0	0	600115	612215	621472	0	0	0	599844	611939	621192
1.2.3.	В сеть СН	0	0	0	7546	7698	7814	66903	68252	69284	109	112	113	61662	62906	63857
	в т.ч. СН-1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в т.ч. СН-2	0	0	0	7546	7698	7814	66903	68252	69284	109	112	113	61662	62906	63857
2.	Отпуск эл. энергии в сеть СН-1, всего	0	0	0	3900	3978	4038	103351	105418	106999	142	144	147	100371	102378	103914
	из сети ВН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	от других поставщиков	0	0	0	3900	3978	4038	103351	105418	106999	142	144	147	100371	102378	103914
2.1.	Потери электроэнергии в сети СН-1	0	0	0	12	12	12	317	317	317	0	0	0	307	307	307
	то же в %	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%
2.2.	Отпуск из сети СН-1	0	0	0	3888	3966	4026	103034	105101	106683	141	144	146	100064	102071	103607
2.2.1.	Потребителям сети СН-1	0	0	0	0	0	0	81370	83002	84251	0	0	0	81370	83002	84251
2.2.3.	В сеть СН-2	0	0	0	3888	3966	4026	21664	22099	22432	141	144	146	18694	19069	19355
3.	Отпуск эл. энергии в сеть СН-2, всего	0	0	0	16511	16843	17096	128941	131532	133514	1615	1647	1672	116290	118627	120415
	из сети ВН	0	0	0	7546	7698	7814	66903	68252	69284	109	112	113	61662	62906	63857
	из сети СН-1	0	0	0	3888	3966	4026	21664	22099	22432	141	144	146	18694	19069	19355
	от других поставщиков	0	0	0	5077	5179	5256	40373	41180	41798	1364	1391	1412	35934	36653	37202
3.1.	Потери электроэнергии в сети СН-2	0	0	0	2039	2075	2103	15924	16209	16426	199	203	206	14362	14618	14814
	то же в %	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%
3.2.	Отпуск из сети СН-2	0	0	0	14472	14767	14993	113016	115323	117088	1415	1444	1466	101928	104009	105600
3.2.1.	Потребителям сети СН-2	0	0	0	10770	10990	11158	22688	23151	23505	1257	1283	1302	18272	18645	18931
3.2.3.	В сеть НН	0	0	0	3702	3777	3835	90328	92172	93583	158	161	164	83656	85363	86670
4.	Отпуск эл. энергии в сеть НН, всего	0	0	0	5112	5216	5295	98480	100487	102023	158	161	164	91525	93390	94817
	из сети СН-2	0	0	0	3702	3777	3835	90328	92172	93583	158	161	164	83656	85363	86670
	от других поставщиков	0	0	0	1410	1438	1460	8152	8315	8440	0	0	0	7869	8026	8147
4.1.	Потери электроэнергии в сети НН	0	0	0	474	474	468	9140	9140	9011	15	15	14	8494	8494	8374
	то же в %	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%
4.2.	Отпуск из сети НН	0	0	0	4638	4741	4827	89341	91348	93012	143	146	149	83031	84896	86442

Продолжение

Таблица № П1.4 (вспомогательная)

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

В том числе									Транзит, кВт.ч			Всего, кВт.ч
в том числе:						транзит Русэнерго (Субабоненты), тыс. кВт.ч
тяга, тыс. кВт.ч			ж.д. потребители, тыс. кВт.ч			транзит Русэнерго (Субабоненты), тыс. кВт.ч
2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год
18	19	20	21	22	23	27	28	29	24	25	26	30	31	32
615060	627361	636772	71707	73141	74238	5608	5720	5806	441787	450623	457382	1142110	1164952	1182426
22623	22979	23251	2638	2679	2711	206	210	212	16250	16505	16701	42009	42669	43174
3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%
592437	604382	613521	69069	70462	71528	5402	5511	5594	425537	434118	440682	1100101	1122283	1139252
592437	604382	613521	7407	7557	7671	271	276	280	425028	433598	440154	1025142	1045813	1061626
0	0	0	61662	62906	63857	5131	5235	5314	510	520	528	74959	76470	77626
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	61662	62906	63857	5131	5235	5314	510	520	528	74959	76470	77626
79642	81235	82453	20729	21144	21461	2838	2895	2939	46603	47535	48248	153854	156931	159285
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
79642	81235	82453	20729	21144	21461	2838	2895	2939	46603	47535	48248	153854	156931	159285
244	244	244	64	64	64	9	9	9	143	143	143	471	471	471
0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%
79398	80991	82209	20665	21080	21397	2830	2887	2930	46460	47392	48105	153383	156460	158814
79398	80991	82209	1972	2012	2042	0	0	0	46460	47392	48105	127830	130395	132356
0	0	0	18694	19069	19355	2830	2887	2930	0	0	0	25552	26065	26457
0	0	0	116290	118627	120415	11036	11258	11427	576	587	596	146027	148961	151206
0	0	0	61662	62906	63857	5131	5235	5314	510	520	528	74959	76470	77626
0	0	0	18694	19069	19355	2830	2887	2930	0	0	0	25552	26065	26457
0	0	0	35934	36653	37202	3075	3136	3183	66	67	68	45516	46426	47123
0	0	0	14362	14618	14814	1363	1387	1406	71	72	73	18035	18356	18602
12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%
0	0	0	101928	104009	105600	9673	9871	10022	504	515	523	127992	130605	132604
0	0	0	18272	18645	18931	3158	3223	3272	504	515	523	33962	34655	35186
0	0	0	83656	85363	86670	6515	6648	6750	0	0	0	94030	95950	97418
0	0	0	91525	93390	94817	6798	6937	7043	0	0	0	103592	105703	107318
0	0	0	83656	85363	86670	6515	6648	6750	0	0	0	94030	95950	97418
0	0	0	7869	8026	8147	283	289	293	0	0	0	9562	9753	9900
0	0	0	8494	8494	8374	631	631	622	0	0	0	9614	9614	9479
9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%
0	0	0	83031	84896	86442	6167	6306	6421	0	0	0	93978	96089	97839

Таблица № П1.5

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ ПО ДИАПАЗОНАМ НАПРЯЖЕНИЯ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(МВт)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)					2005 год (ожид.)					Период регулирования 2006 год
№ п/п	Показатели	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	8	9	10	11	12
1.	Поступление мощности в сеть, всего	193,81	163,14	22,11	22,69	15,85	197,69	166,40	22,55	23,14	16,17	200,65	168,89	22,89	23,49	16,42
1.1.	из смежной сети, всего
	в том числе из сети
	ВН	11,60		0,00	11,60		11,83		0,00	11,83		12,01		0,00	12,01
	СНI	4,01			4,01		4,09			4,09		4,16			4,16
	СНII	14,37				14,37	14,66				14,66	14,88				14,88
1.2.	от ПЭ и ЭСО	193,81	163,14	22,11	7,08	1,49	197,69	166,40	22,55	7,22	1,52	200,65	168,89	22,89	7,33	1,54
1.3.	от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)
1.4.	поступление эл. энергии от других организаций
2.	Потери в сети	10,34	6,00	0,07	2,80	1,47	10,49	6,09	0,07	2,85	1,47	10,58	6,17	0,07	2,89	1,45
	то же в % (п. 1.1 / п. 1.3)	5,34%	3,68%	0,31%	12,35%	9,28%	5,30%	3,66%	0,30%	12,32%	9,10%	5,27%	3,65%	0,30%	12,30%	8,83%
3.	Мощность на производственные и хозяйственные нужды
4.	Полезный отпуск мощности потребителям	183,47	145,54	18,03	5,52	14,38	187,20	148,47	18,39	5,63	14,70	190,08	150,72	18,67	5,72	14,97
4.1.	в т.ч. заявленная (расчетная) мощность собственных потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями	110,86	80,15	10,88	5,44	14,38	113,12	81,77	11,10	5,55	14,70	114,88	83,00	11,27	5,64	14,97
4.2.	Заявленная (расчетная) мощность потребителей оптового рынка
4.3.	в другие организации	72,61	65,39	7,15	0,08	0,00	74,08	66,71	7,29	0,08	0,00	75,20	67,72	7,40	0,08	0,00

Таблица № П1.5 (вспомогательная)

БАЛАНС МОЩНОСТИ В СЕТЯХ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Показатели	Базовые потребители, МВт			Население, МВт			Прочие, всего, МВт			В том числе
		Базовые потребители, МВт			Население, МВт			Прочие, всего, МВт			бюджетные потребители, МВт
		2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1.	Отпуск мощности в сеть ВН (110 кВ), всего	0,000	0,000	0,000	1,424	1,453	1,475	93,745	95,620	97,054	0,019	0,019	0,020
1.1.	Потери мощности в сети ВН (110 кВ)	0,000	0,000	0,000	0,052	0,053	0,054	3,448	3,502	3,544	0,001	0,001	0,001
	то же в %	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%
1.2.	Отпуск из сети ВН (110 кВ)	0,000	0,000	0,000	1,372	1,400	1,421	90,297	92,117	93,510	0,018	0,019	0,019
1.2.1.	Потребителям сети ВН	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	80,151	81,767	83,003	0,000	0,000	0,000
1.2.3.	В сеть СН	0,000	0,000	0,000	1,372	1,400	1,421	10,146	10,351	10,507	0,018	0,019	0,019
	в т.ч. СН-1	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
	в т.ч. СН-2	0,000	0,000	0,000	1,372	1,400	1,421	10,146	10,351	10,507	0,018	0,019	0,019
2.	Отпуск мощности в сеть СН-1, всего	0,000	0,000	0,000	0,709	0,723	0,734	14,233	14,517	14,735	0,024	0,024	0,024
	из сети ВН	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
	от других поставщиков	0,000	0,000	0,000	0,709	0,723	0,734	14,233	14,517	14,735	0,024	0,024	0,024
2.1.	Потери мощности в сети СН-1	0,000	0,000	0,000	0,002	0,002	0,002	0,044	0,044	0,044	0,000	0,000	0,000
	то же в %	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%
2.2.	Отпуск из сети СН-1	0,000	0,000	0,000	0,707	0,721	0,732	14,189	14,474	14,692	0,024	0,024	0,024
2.2.1.	Потребителям сети СН-1	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	10,883	11,101	11,268	0,000	0,000	0,000
2.2.3.	В сеть СН-2	0,000	0,000	0,000	0,707	0,721	0,732	3,306	3,373	3,423	0,024	0,024	0,024
3.	Отпуск мощности в сеть СН-2, всего	0,000	0,000	0,000	3,002	3,062	3,108	19,596	19,989	20,291	0,269	0,274	0,279
	из сети ВН	0,000	0,000	0,000	1,372	1,400	1,421	10,146	10,351	10,507	0,018	0,019	0,019
	из сети СН-1	0,000	0,000	0,000	0,707	0,721	0,732	3,306	3,373	3,423	0,024	0,024	0,024
	от других поставщиков	0,000	0,000	0,000	0,923	0,942	0,956	6,143	6,266	6,360	0,227	0,232	0,235
3.1.	Потери мощности в сети СН-2	0,000	0,000	0,000	0,371	0,377	0,382	2,420	2,463	2,496	0,033	0,034	0,034
	то же в %	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%
3.2.	Отпуск из сети СН-2	0,000	0,000	0,000	2,631	2,685	2,726	17,176	17,526	17,794	0,236	0,241	0,244
3.2.1.	Потребителям сети СН-2	0,000	0,000	0,000	1,958	1,998	2,029	3,484	3,555	3,609	0,210	0,214	0,217
3.2.2.	В сеть НН	0,000	0,000	0,000	0,673	0,687	0,697	13,692	13,971	14,185	0,026	0,027	0,027
4.	Отпуск мощности в сеть НН, всего	0,000	0,000	0,000	0,929	0,948	0,963	14,922	15,227	15,459	0,026	0,027	0,027
	из сети СН-2	0,000	0,000	0,000	0,673	0,687	0,697	13,692	13,971	14,185	0,026	0,027	0,027
	от других поставщиков	0,000	0,000	0,000	0,256	0,261	0,265	1,230	1,255	1,274	0,000	0,000	0,000
4.1.	Потери мощности в сети НН	0,000	0,000	0,000	0,086	0,086	0,085	1,385	1,385	1,365	0,002	0,002	0,002
	то же в %	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%
4.2.	Отпуск из сети НН	0,000	0,000	0,000	0,843	0,862	0,878	13,538	13,842	14,094	0,024	0,024	0,025

Продолжение

Таблица № П1.5 (вспомогательная)

БАЛАНС МОЩНОСТИ В СЕТЯХ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

В том числе:												Транзит, МВт			Всего, МВт
			в том числе:						Русэнерго, МВт
собственное потребление, всего			тяга, МВт			ж.д. потребители, МВт			Русэнерго, МВт
2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год	2004 год	2005 год	2006 год
15	16	17	18	19	20	21	22	23	27	28	29	24	25	26	30	31	32
92,791	94,647	96,067	82,008	83,648	84,903	10,783	10,999	11,164	0,935	0,953	0,968	67,967	69,327	70,366	163,136	166,399	168,895
3,413	3,467	3,508	3,016	3,064	3,100	0,397	0,403	0,408	0,034	0,035	0,035	2,500	2,539	2,569	6,001	6,095	6,167
3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%	3,68%	3,66%	3,65%
89,378	91,180	92,559	78,992	80,584	81,803	10,386	10,596	10,756	0,900	0,918	0,932	65,467	66,787	67,797	157,136	160,304	162,728
80,105	81,721	82,956	78,992	80,584	81,803	1,114	1,136	1,153	0,045	0,046	0,047	65,389	66,707	67,716	145,539	148,474	150,719
9,273	9,459	9,603	0,000	0,000	0,000	9,273	9,459	9,603	0,855	0,872	0,886	0,078	0,080	0,081	11,596	11,830	12,009
0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
9,273	9,459	9,603	0,000	0,000	0,000	9,273	9,459	9,603	0,855	0,872	0,886	0,078	0,080	0,081	11,518	11,750	11,928
13,736	14,011	14,221	10,619	10,831	10,994	3,117	3,179	3,227	0,473	0,483	0,490	7,170	7,313	7,423	22,112	22,554	22,892
0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
13,736	14,011	14,221	10,619	10,831	10,994	3,117	3,179	3,227	0,473	0,483	0,490	7,170	7,313	7,423	22,112	22,554	22,892
0,042	0,042	0,042	0,033	0,033	0,033	0,010	0,010	0,010	0,001	0,001	0,001	0,022	0,022	0,022	0,068	0,068	0,068
0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%	0,31%	0,30%	0,30%
13,694	13,969	14,179	10,586	10,799	10,961	3,108	3,170	3,218	0,472	0,481	0,488	7,148	7,291	7,401	22,044	22,486	22,824
10,883	11,101	11,268	10,586	10,799	10,961	0,297	0,302	0,307	0,000	0,000	0,000	7,148	7,291	7,401	18,031	18,392	18,669
2,811	2,867	2,911	0,000	0,000	0,000	2,811	2,867	2,911	0,472	0,481	0,488	0,000	0,000	0,000	4,013	4,094	4,155
17,487	17,839	18,107	0,000	0,000	0,000	17,487	17,839	18,107	1,839	1,876	1,905	0,089	0,090	0,092	22,686	23,142	23,491
9,273	9,459	9,603	0,000	0,000	0,000	9,273	9,459	9,603	0,855	0,872	0,886	0,078	0,080	0,081	11,596	11,830	12,009
2,811	2,867	2,911	0,000	0,000	0,000	2,811	2,867	2,911	0,472	0,481	0,488	0,000	0,000	0,000	4,013	4,094	4,155
5,404	5,512	5,594	0,000	0,000	0,000	5,404	5,512	5,594	0,512	0,523	0,531	0,010	0,010	0,011	7,077	7,218	7,326
2,160	2,198	2,228	0,000	0,000	0,000	2,160	2,198	2,228	0,227	0,231	0,234	0,011	0,011	0,011	2,802	2,852	2,890
12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%	12,35%	12,32%	12,30%
15,327	15,640	15,880	0,000	0,000	0,000	15,327	15,640	15,880	1,612	1,645	1,670	0,078	0,079	0,080	19,884	20,290	20,601
2,748	2,804	2,847	0,000	0,000	0,000	2,748	2,804	2,847	0,526	0,537	0,545	0,078	0,079	0,080	5,519	5,632	5,718
12,580	12,837	13,033	0,000	0,000	0,000	12,580	12,837	13,033	1,086	1,108	1,125	0,000	0,000	0,000	14,365	14,658	14,883
13,763	14,044	14,258	0,000	0,000	0,000	13,763	14,044	14,258	1,133	1,156	1,174	0,000	0,000	0,000	15,852	16,175	16,422
12,580	12,837	13,033	0,000	0,000	0,000	12,580	12,837	13,033	1,086	1,108	1,125	0,000	0,000	0,000	14,365	14,658	14,883
1,183	1,207	1,225	0,000	0,000	0,000	1,183	1,207	1,225	0,047	0,048	0,049	0,000	0,000	0,000	1,487	1,517	1,539
1,277	1,277	1,259	0,000	0,000	0,000	1,277	1,277	1,259	0,105	0,105	0,104	0,000	0,000	0,000	1,471	1,471	1,450
9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%	9,28%	9,10%	8,83%
12,486	12,766	12,999	0,000	0,000	0,000	12,486	12,766	12,999	1,028	1,051	1,070	0,000	0,000	0,000	14,381	14,704	14,971

Таблица № П1.6

СТРУКТУРА ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) ПО ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

N	Группа потребителей	Объем полезного отпуска электроэнергии, тыс. кВт.ч					Заявленная (расчетная) мощность					Число часов использования, час	Доля потребления на разных диапазонах напряжений, %
N	Группа потребителей	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Число часов использования, час	Всего	ВН	СНI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Базовый период 2004 год (факт)
1.	Базовые потребители	0	0	0	0	0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-
2.	Население	15407	0	0	10770	4638	2,80	0,00	0,00	1,96	0,84	5500	1,2%	-	-	0,8%	0,4%
3.	Прочие потребители	793513	600115	81370	22688	89341	108,05	80,15	10,88	3,48	13,54	7344	61,9%	46,9%	6,4%	1,8%	7,0%
3.1.	в т.ч. бюджетные потребители	1401	0	0	1257	143	0,23	0,00	0,00	0,21	0,02	6000	0,1%	-	-	0,1%	0,0%
	Транзит АО-энерго	471992	425028	46460	504	0	72,61	65,39	7,15	0,08	0,00	6500
4.	Итого	1280913	1025142	127830	33962	93978	183,47	145,54	18,03	5,52	14,38	6982	100,0%	80,0%	10,0%	2,7%	7,3%
2005 год (ожид.)
1.	Базовые потребители	0	0	0	0	0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-
2.	Население	15731	0	0	10990	4741	2,86	0,00	0,00	2,00	0,86	5500	1,2%	-	-	0,8%	0,4%
3.	Прочие потребители	809716	612215	83002	23151	91348	110,26	81,77	11,10	3,55	13,84	7343	62,0%	46,8%	6,4%	1,8%	7,0%
3.1.	в т.ч. бюджетные потребители	1429	0	0	1283	146	0,24	0,00	0,00	0,21	0,02	6000	0,1%	-	-	0,1%	0,0%
	Транзит АО-энерго	481505	433598	47392	515	0	74,08	66,71	7,29	0,08	0,00	6500	36,8%	33,2%	3,6%	0,0%	-
4.	Итого	1306952	1045813	130395	34655	96089	187,20	148,47	18,39	5,63	14,70	6982	100,0%	80,0%	10,0%	2,7%	7,4%
Период регулирования 2006 год
1.	Базовые потребители	0	0	0	0	0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-
2.	Население	15985	0	0	11158	4827	2,91	0,00	0,00	2,03	0,88	5500	1,2%	-	-	0,8%	0,4%
3.	Прочие потребители	822240	621472	84251	23505	93012	111,97	83,00	11,27	3,61	14,09	7343	62,0%	46,8%	6,3%	1,8%	7,0%
3.1.	в т.ч. бюджетные потребители	1452	0	0	1302	149	0,24	0,00	0,00	0,22	0,02	6000	0,1%	-	-	0,1%	0,0%
	Транзит АО-энерго	488782	440154	48105	523	0	75,20	67,72	7,40	0,08	0,00	6500	36,8%	33,2%	3,6%	0,0%	-
4.	Итого	1327007	1061626	132356	35186	97839	190,08	150,72	18,67	5,72	14,97	6981	100,0%	80,0%	10,0%	2,7%	7,4%

Таблица № П1.7

РАСЧЕТ ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЭСО (ПЭ)

(тыс. Гкал)

№ п/п		Базовый период								Период регулирования
		всего	в том числе							всего	в том числе
			горячая вода	отборный пар	в том числе						горячая вода	отборный пар	в том числе
			горячая вода	отборный пар	1,2 — 2,5 кг/см2	2,5 — 7,0 кг/см2	7,0 — 13,0 кг/см2	> 13 кг/см2	острый и редуцированный пар		горячая вода	отборный пар	1,2 — 2,5 кг/см2	2,5 — 7,0 кг/см2	7,0 — 13,0 кг/см2	> 13 кг/см2	острый и редуцированный пар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Отпуск теплоэнергии, всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
	- с коллекторов ТЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	- от котельных	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	- от электробойлерных	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.	Покупная теплоэнергия	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
	- с коллекторов ТЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Отпуск теплоэнергии в сеть ЭСО (п. 1 + п. 2)	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
4.	Потери теплоэнергии в сети ЭСО	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
	- через изоляцию	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	- с потерями теплоносителя	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	То же в % к отпуску в сеть	0	0	о	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5.	Полезный отпуск теплоэнергии ЭСО (п. 3 - п. 4), всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Примечание. Заполняется всего и отдельно по каждой СЦТ.

Таблица № П1.8

СТРУКТУРА ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

N	Потребители	Базовый период		Период регулирования
N	Потребители	Расчетная (присоединенная) тепловая нагрузка (мощность), Гкал/час	Энергия, тыс. Гкал	Расчетная (присоединенная) тепловая нагрузка (мощность), Гкал/час	Энергия, тыс. Гкал
1	2	3	4	5	6
1.	Всего отпущено потребителям	0	0	0	0
	Горячая вода	0	0	0	0
	Отборный пар	0	0	0	0
	- от 1,2 до 2,5 кгс/см2	0	0	0	0
	- от 2,5 до 7,0 кгс/см2	0	0	0	0
	- от 7,0 до 13,0 кгс/см2	0	0	0	0
	- свыше 13,0 кгс/см2	0	0	0	0
	Острый и редуцированный	0	0	0	0
1.1.	В том числе:
1.1.	Бюджетные потребители	0	0	0	0
	Горячая вода	0	0	0	0
	Отборный пар	0	0	0	0
	- от 1,2 до 2,5 кгс/см2	0	0	0	0
	- от 2,5 до 7,0 кгс/см2	0	0	0	0
	- от 7,0 до 13,0 кгс/см2	0	0	0	0
	- свыше 13,0 кгс/см2	0	0	0	0
	Острый и редуцированный	0	0	0	0

Примечание. Заполняется всего и отдельно по каждой СЦТ.

Таблица № П1.9

РАСЧЕТ РАСХОДА ТОПЛИВА ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ (КОТЕЛЬНЫМ)

№ п/п	Предприятие	Электрическая энергия								Тепловая энергия
№ п/п	Предприятие	выработка электроэнергии, млн. кВт.ч	расход электроэнергии на собственные нужды, всего, млн. кВт.ч	то же в %	в том числе на электроэнергию	то же в %	отпуск с шин, млн. кВт.ч	удельный расход условного топлива, г/кВт.ч	расход условного топлива, тыс. тут	отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	собственные (производственные) нужды, кВт.ч/Гкал	удельный расход условного топлива, г/кВт.ч	расход условного топлива, тыс. тут	расход условного топлива, всего, тыс. тут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Базовый период
1.	ТЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.1.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.	Котельная	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.1.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Всего по ЭСО (ПЭ)	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в т.ч.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.1.	ТЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.2.	Котельные	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Период регулирования
1.	ТЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.1.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.	Котельная	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.1.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Всего по ЭСО (ПЭ)	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в т.ч.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.1.	ТЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.2.	Котельные	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.10

РАСЧЕТ БАЛАНСА ТОПЛИВА

Электростанция (котельная)	Вид топлива	Остаток на начало периода			Приход натурального топлива <*>							Расход натурального топлива			Остаток на конец периода
Электростанция (котельная)	Вид топлива	всего, тыс. т.н.т.	цена, руб./т.н.т.	стоимость, тыс. руб.	всего, т.н.т.	цена франко-станция	дальность перевозки	тариф на перевозку	норматив потерь при перевозке	цена франко-станция назначения, руб./т.н.т.	стоимость, тыс. руб.	всего, т.н.т.	цена, руб./т.н.т.	стоимость, тыс. руб.	всего, тыс. т.н.т.	цена, руб./т.н.т.	стоимость, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
				3 x 4						(7 + 8 x 9) x (1 + 10)	6 x 11		(5 + 12) / (3 + 6)	13 x 14	3 + 6 — 13	14	5 + 12 — 15
Базовый период
ТЭС 1	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
и т.д.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Всего ЭСО (ПЭ)	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Период регулирования
ТЭС 1	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
и т.д.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Всего ЭСО (ПЭ)	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0 0		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

<*> К таблице прилагается расшифровка по поставщикам топлива с указанием объемов поставок и согласованных (договорных) цен.

Таблица № П1.11

РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА ТОПЛИВО ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Наименование электростанции (котельной)	Вид топлива	Расход топлива						Переводной коэффициент	Цена топлива		Стоимость топлива
		тыс. тут			тыс. тнт (млн. м3)				Цена топлива		тыс. руб.
		всего	электроэнергия	теплоэнергия	всего	электроэнергия	теплоэнергия		руб./тнт	руб./тут	всего	электроэнергия	теплоэнергия
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Базовый период
ТЭС 1	Газ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
и т.д.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Всего ЭСО (ПЭ)	Газ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Период регулирования
ТЭС 1	Газ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
и т.д.	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Всего ЭСО (ПЭ)	Газ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Мазут	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Уголь	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Торф	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	...	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.12

РАСЧЕТ СТОИМОСТИ ПОКУПНОЙ ЭНЕРГИИ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование поставщика	Объем покупной энергии		Расчетная мощность, тыс. кВт	Тариф			Затраты на покупку, тыс. руб.
					одноставочный	двухставочный		Затраты на покупку, тыс. руб.
					одноставочный	ставка за мощность	ставка за энергию	энергии	мощности	всего
		млн. кВт.ч	%		руб./тыс. кВт.ч	руб./кВт	руб./т.кВт.ч	энергии	мощности	всего
1	2	3		4	5	6	7	8	9	10
Базовый период 2004 год (факт)
	Электроэнергия	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.	Всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в том числе
1.1.	от электростанций ПЭ или ЭСО	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Теплоэнергия
2.	Всего	о	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Итого	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2005 год (ожид.)
	Электроэнергия	0	0	0	0,960	0	0	0	0	0
1.	Всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в том числе
1.1.	от электростанций ПЭ или ЭСО	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Теплоэнергия
2.	Всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Итого	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Период регулирования 2006 год (план)
	Электроэнергия	0	0	0	1,044	0	0	0	0	0
1.	Всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	в том числе
1.1.	от электростанций ПЭ или ЭСО	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Теплоэнергия	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.	Всего	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Итого	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица № 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
1.	Плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России (абон. плата РАО «ЕЭС России»)	0	0	0
2.	Плата за услуги ФСК	0	0	0
3.	Плата за услуги СО — ЦДУ	0	0	0
4.	Плата за услуги НП «АТС»	0	0	0
5.	Плата за услуги ЦФР	0	0	0
6.	Всего	0	0	0
	Период регулирования
1.	Плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России (абон. плата РАО «ЕЭС России»)	0	0	0
2.	Плата за услуги ФСК	0	0	0
3.	Плата за услуги СО — ЦДУ	0	0	0
4.	Плата за услуги НП «АТС»	0	0	0
5.	Плата за услуги ЦФР	0	0	0
6.	Всего	0	0	0

Таблица № 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)	0	0	0

	Период регулирования
2.	ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)	0	0	0

Таблица № П1.15

СМЕТА РАСХОДОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование показателя	Базовый период 2004 год (факт)		2005 год (ожид.)		Период регулирования 2006 год (план)
№ п/п	Наименование показателя	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Сырье, основные материалы	0	0	0	0	0	0
2.	Вспомогательные материалы	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
3.	Работы и услуги производственного характера	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
4.	Топливо на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.	Энергия	0	0	0	0	0	0
5.1.	Энергия на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды	0	0	0	0	0	0
6.	Затраты на оплату труда	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
7.	Отчисления на социальные нужды	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
8.	Амортизация основных фондов	0	0	0	0	0	0
9.	Прочие затраты, всего	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0	0	0	0	0
9.2.	Средства на страхование	0	0	0	0	0	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)	0	0	0	0	0	0
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	0	0	0	0	0	0
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)	0	0	0	0	0	0
9.6.	Водный налог (ГЭС)	0	0	0	0	0	0
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)	0	0	0	0	0	0
9.7.1.	Налог на землю	0	0	0	0	0	0
9.7.2.	Налог на пользователей автодорог	0	0	0	0	0	0
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	0	0	0	0	0	0
	в т.ч.
9.8.1.	Арендная плата	0	0	0	0	0	0
10.	Итого расходов	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
11.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0	0	0	0	0
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0	0	0	0	0
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
13.1.	электрическая энергия	0	0	0	0	0	0
13.1.1.	производство электроэнергии	0	0	0	0	0	0
13.1.2.	покупная электроэнергия	0	0	0	0	0	0
13.1.3.	передача электроэнергии	0	0	0	0	0	0
	сбытовая деятельность	0	0	0	0	0	0
13.2.	тепловая энергия	0	0	0	0	0	0
13.2.1.	производство теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.2.2.	покупная теплоэнергия	0	0	0	0	0	0
13.2.3.	передача теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.3.	прочая продукция	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.15

СМЕТА РАСХОДОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование показателя	Базовый период 2004 год (факт)		2005 год (ожид.)		Период регулирования 2006 год (план)
№ п/п	Наименование показателя	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Сырье, основные материалы	0	0	0	0	0	0
2.	Вспомогательные материалы	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
3.	Работы и услуги производственного характера	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
4.	Топливо на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.	Энергия	0	0	0	0	0	0
5.1.	Энергия на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды	0	0	0	0	0	0
6.	Затраты на оплату труда	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
7.	Отчисления на социальные нужды	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
8.	Амортизация основных фондов	0	0	0	0	0	0
9.	Прочие затраты, всего	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0	0	0	0	0
9.2.	Средства на страхование	0	0	0	0	0	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)	0	0	0	0	0	0
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	0	0	0	0	0	0
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)	0	0	0	0	0	0
9.6.	Водный налог (ГЭС)	0	0	0	0	0	0
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)	0	0	0	0	0	0
9.7.1.	Налог на землю	0	0	0	0	0	0
9.7.2.	Налог на пользователей автодорог	0	0	0	0	0	0
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	0	0	0	0	0
	в т.ч.
9.8.1.	Арендная плата	0	0	0	0	0	0
10.	Итого расходов	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
11.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0	0	0	0	0
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0	0	0	0	0
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
13.1.	электрическая энергия	0	0	0	0	0	0
13.1.1.	производство электроэнергии	0	0	0	0	0	0
13.1.2.	покупная электроэнергия	0	0	0	0	0	0
13.1.3.	передача электроэнергии	0	0	0	0	0	0
	сбытовая деятельность	0	0	0	0	0	0
13.2.	тепловая энергия	0	0	0	0	0	0
13.2.1.	производство теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.2.2.	покупная теплоэнергия	0	0	0	0	0	0
13.2.3.	передача теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.3.	прочая продукция	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.15

СМЕТА РАСХОДОВ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование показателя	Базовый период 2004 год		Ожидаемый 2005 год		Период регулирования 2006 год (план)
№ п/п	Наименование показателя	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Сырье, основные материалы	0	0	0	0	0	0
2.	Вспомогательные материалы	37801	0	41014	0	44090	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
3.	Работы и услуги производственного характера	44087	0	47835	0	51423	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
4.	Топливо на технологические цели	846	0	1100	0	1173	0
5.	Энергия	9819	0	11095	0	12060	0
5.1.	Энергия на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды	9819	0	11095	0	12060	0
6.	Затраты на оплату труда	67873	0	73642	0	90943	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
7.	Отчисления на социальные нужды	20281	0	19640	0	24258	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
8.	Амортизация основных фондов	276690	0	284586	0	321994	0
9.	Прочие затраты, всего	5270	0	5718	0	6147	0
	в том числе:	0	0	0	0	0	0
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0	0	0	0	0
9.2.	Средства на страхование	168	0	182	0	196	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)	13	0	14	0	15	0
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	0	0	0	0	0	0
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)	0	0	0	0	0	0
9.6.	Водный налог (ГЭС)	0	0	0	0	0	0
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)	140	0	152	0	163	0
9.7.1.	Налог на землю	5	0	5	0	6	0
9.7.2.	Транспортный налог	135	0	146	0	157	0
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	0	0	0	0	0	0
9.8.1.	Арендная плата	0	0	0	0	0	0
10.	Итого расходов	462667	0	484630	0	552087	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
11.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0	0	0	0	0
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0	0	0	0	0
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)	462667	0	484630	0	552087	0
	в том числе:	0	0	0	0	0	0
13.1.	электрическая энергия	0	0	0	0	0	0
13.1.1.	производство электроэнергии	0	0	0	0	0	0
13.1.2.	покупная электроэнергия	0	0	0	0	0	0
13.1.3.	передача электроэнергии	462667	0	484630	0	552087	0
	сбытовая деятельность	0	0	0	0	0	0
13.2.	тепловая энергия	0	0	0	0	0	0
13.2.1.	производство теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.2.2.	покупная теплоэнергия	0	0	0	0	0	0
13.2.3.	передача теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.3.	прочая продукция	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.15

СМЕТА РАСХОДОВ ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование показателя	Базовый период 2004 год (факт)		2005 год (ожид.)		Период регулирования 2006 год (план)
№ п/п	Наименование показателя	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Сырье, основные материалы	0	0	0	0	0	0
2.	Вспомогательные материалы	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
3.	Работы и услуги производственного характера	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
4.	Топливо на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.	Энергия	0	0	0	0	0	0
5.1.	Энергия на технологические цели	0	0	0	0	0	0
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды	0	0	0	0	0	0
6.	Затраты на оплату труда	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
7.	Отчисления на социальные нужды	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
8.	Амортизация основных фондов	0	0	0	0	0	0
9.	Прочие затраты, всего	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0	0	0	0	0
9.2.	Средства на страхование	0	0	0	0	0	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)	0	0	0	0	0	0
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	0	0	0	0	0	0
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)	0	0	0	0	0	0
9.6.	Водный налог (ГЭС)	0	0	0	0	0	0
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)	0	0	0	0	0	0
9.7.1.	Налог на землю	0	0	0	0	0	0
9.7.2.	Налог на пользователей автодорог	0	0	0	0	0	0
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	0	0	0	0	0	0
	в т.ч.
9.8.1.	Арендная плата	0	0	0	0	0	0
10.	Итого расходов	0	0	0	0	0	0
	из них на ремонт	0	0	0	0	0	0
11.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0	0	0	0	0
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0	0	0	0	0
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
13.1.	электрическая энергия	0	0	0	0	0	0
13.1.1.	производство электроэнергии	0	0	0	0	0	0
13.1.2.	покупная электроэнергия	0	0	0	0	0	0
13.1.3.	передача электроэнергии	0	0	0	0	0	0
	сбытовая деятельность	0	0	0	0	0	0
13.2.	тепловая энергия	0	0	0	0	0	0
13.2.1.	производство теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.2.2.	покупная теплоэнергия	0	0	0	0	0	0
13.2.3.	передача теплоэнергии	0	0	0	0	0	0
13.3.	прочая продукция	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.16

РАСЧЕТ РАСХОДОВ НА ОПЛАТУ ТРУДА ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

N	Показатели	Ед. изм.	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5	6
	1.	Численность		0	0
	Численность ППП	чел.	0	0	0
2.	Средняя оплата труда		0	0	0
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.	0	0	0
2.2.	Дефлятор по заработной плате		0	0	0
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.	0	0	0
2.4.	Средняя ступень оплаты		0	0	0
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.	0	0	0
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.	0	0	0
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника		0	0	0
2.7.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.7.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.8.	Текущее премирование		0	0	0
2.8.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.8.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.9.	Вознаграждение за выслугу лет		0	0	0
2.9.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.9.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.10.	Выплаты по итогам года		0	0	0
2.10.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.10.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.11.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки		0	0	0
2.11.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.11.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.12.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	0	0	0
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)		0	0	0
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
3.2.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс. руб.	0	0	0
4.	Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)		0	0	0
4.1.	Численность, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.	0	0	0
4.2.	Среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	0	0	0
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
4.4.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс. руб.	0	0	0
5.	Расчет по денежным выплатам		0	0	0
5.1.	Численность, всего, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.	0	0	0
5.2.	Денежные выплаты на одного работника	руб.	0	0	0
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс. руб.	0	0	0
6.	Итого средства на потребление	тыс. руб.	0	0	0
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.	0	0	0

Таблица № П1.16

РАСЧЕТ РАСХОДОВ НА ОПЛАТУ ТРУДА ПО ПРОИЗВОДСТВУ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

N	Показатели	Ед. изм.	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5	6
	1.	Численность		0	0
	Численность ППП	чел.	0	0	0
2.	Средняя оплата труда		0	0	0
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.	0	0	0
2.2.	Дефлятор по заработной плате		0	0	0
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.	0	0	0
2.4.	Средняя ступень оплаты		0	0	0
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.	0	0	0
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.	0	0	0
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника		0	0	0
2.7.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.7.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.8.	Текущее премирование		0	0	0
2.8.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.8.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.9.	Вознаграждение за выслугу лет		0	0	0
2.9.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.9.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.10.	Выплаты по итогам года		0	0	0
2.10.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.10.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.11.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки		о	0	0
2.11.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.11.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.12.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	0	0	0
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)		0	0	0
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
3.2.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс. руб.	0	0	0
4.	Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)		0	0	0
4.1.	Численность, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.	0	0	0
4.2.	Среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	0	0	0
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
4.4.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс. руб.	0	0	0
5.	Расчет по денежным выплатам		0	0	0
5.1.	Численность, всего, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.	0	0	0
5.2.	Денежные выплаты на одного работника	руб.	0	0	0
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс. руб.	0	0	0
6.	Итого средства на потребление	тыс. руб.	0	0	0
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.	0	0	0

Таблица № П1.16

РАСЧЕТ РАСХОДОВ НА ОПЛАТУ ТРУДА ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

N	Показатели	Ед. изм.	Базовый период 2004 год (факт)	Базовый период 2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5	6
	1.	Численность
	Численность ППП	чел.	531	531	610
2.	Средняя оплата труда
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.	1816	1970	2118
2.2.	Дефлятор по заработной плате		0	0	0
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.	0	0	0
2.4.	Средняя ступень оплаты
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.	0	0	0
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.	4600	4991	5365
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника
2.7.1.	процент выплаты	%	14,5%	14,4%	14,4%
2.7.2.	сумма выплат	руб.	1263	1370	1473
2.8.	Текущее премирование				0
2.8.1.	процент выплаты	%	22,2%	22,0%	22,0%
2.8.2.	сумма выплат	руб.	1930	2094	2251
2.9.	Вознаграждение за выслугу лет
2.9.1.	процент выплаты	%	10,4%	10,4%	10,4%
2.9.2.	сумма выплат	руб.	907	984	1058
2.10.	Выплаты по итогам года
2.10.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.10.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.11.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки
2.11.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.11.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.12.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	8700	9500	10213
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)		1036	1124	1348
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
3.2.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс. руб.	0	0	0
	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.	0	0	0
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
4.4.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс. руб.	0	0	0
	5.	Расчет по денежным выплатам
5.1.	Численность, всего, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.
5.2.	Денежные выплаты на одного работника	руб.
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс. руб.
6.	Итого средства на потребление	тыс. руб.	67873	73642	90943
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.

Таблица № П1.16

РАСЧЕТ РАСХОДОВ НА ОПЛАТУ ТРУДА ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

N	Показатели	Ед. изм.	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5	6
	1.	Численность		0	0
	Численность ППП	чел.	0	0	0
2.	Средняя оплата труда		0	0	0
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.	0	0	0
2.2.	Дефлятор по заработной плате		0	0	0
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.	0	0	0
2.4.	Средняя ступень оплаты		0	0	0
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.	0	0	0
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.	0	0	0
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника		0	0	0
2.7.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.7.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.8.	Текущее премирование		0	0	0
2.8.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.8.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.9.	Вознаграждение за выслугу лет		0	0	0
2.9.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.9.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.10.	Выплаты по итогам года		0	0	0
2.10.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.10.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.11.	выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки		0	0	0
2.11.1.	процент выплаты	%	0	0	0
2.11.2.	сумма выплат	руб.	0	0	0
2.12.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	0	0	0
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)		0	0	0
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
3.2.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс. руб.	0	0	0
4.	Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)		0	0	0
4.1.	Численность, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.	0	0	0
4.2.	Среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	0	0	0
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.	0	0	0
4.4.	По Постановлению от 03.11.94 № 1206	тыс. руб.	0	0	0
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс. руб.	0	0	0
5.	Расчет по денежным выплатам		0	0	0
5.1.	Численность, всего, принятая для расчета (базовый период — фактическая)	чел.	0	0	0
5.2.	Денежные выплаты на одного работника	руб.	0	0	0
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс. руб.	0	0	0
6.	Итого средства на потребление	тыс. руб.	0	0	0
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.	0	0	0

Таблица № П1.17

РАСЧЕТ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования	0	0	0
2.	Ввод основных производственных фондов	0	0	0
3.	Выбытие основных производственных фондов	0	0	0
4.	Средняя стоимость основных производственных фондов	0	0	0
5.	Средняя норма амортизации	0	0	0
6.	Сумма амортизационных отчислений	0	0	0

Таблица № П1.17

РАСЧЕТ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования	0	0	0
2.	Ввод основных производственных фондов	0	0	0
3.	Выбытие основных производственных фондов	0	0	0
4.	Средняя стоимость основных производственных фондов	0	0	0
5.	Средняя норма амортизации	0	0	0
6.	Сумма амортизационных отчислений	0	0	0

Таблица № П1.17

РАСЧЕТ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования	3207078	3388955	3511142
2.	Ввод основных производственных фондов	182792	122187	0
3.	Выбытие основных производственных фондов	915	0	0
4.	Средняя стоимость основных производственных фондов	3238632	3398354	3511142
5.	Средняя норма амортизации	0	0	0
6.	Сумма амортизационных отчислений	265541	284586	321994

Таблица № П1.17

РАСЧЕТ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Показатели	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования	0	0	0
2.	Ввод основных производственных фондов	0	0	0
3.	Выбытие основных производственных фондов	0	0	0
4.	Средняя стоимость основных производственных фондов	0	0	0
5.	Средняя норма амортизации	0	0	0
6.	Сумма амортизационных отчислений	0	0	0

Таблица № П1.17.1

РАСЧЕТ СРЕДНЕГОДОВОЙ СТОИМОСТИ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ПО ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ПОДСТАНЦИЯМ

	Стоимость на начало регулируемого периода	Стоимость на конец регулируемого периода	Среднегодовая стоимость	Амортизация
1. Линии электропередачи	1290345	2031895	1661120	140806
ВЛЭП	1011995	1011995	1011995	98516
ВН	0	0	0	0
СНI	0	0	0	0
СНII	519989	519989	519989	43400
НН	492006	492006	492006	55116
КЛЭП	1019900	1019900	1019900	42290
ВН	0	0	0	0
СНI	0	0	0	0
СНII	837536	837536	837536	31107
НН	182364	182364	182364	11183
2. Подстанции	1278685	1278685	1278685	154034
ВН	1158496	1158496	1158496	137701
СНI	31497	31497	31497	9164
СНII	88692	88692	88692	7169
НН	0	0	0	0
Всего (стр. 1 + стр. 2)	3511142	3511142	3511142	321994
ВН	1158496	1158496	1158496	137701
СНI	31497	31497	31497	9164
СНII	1446217	1446217	1446217	81676
НН	674370	674370	674370	66299
Прочие	200562	200562	200562	27154

Таблица № П1.17.1 (вспомогательная)

РАСЧЕТ СРЕДНЕГОДОВОЙ СТОИМОСТИ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

	Базовый период 2004 год							Ожидаемый 2005 год							Период регулирования 2006 год
	стоимость на начало регулируемого периода	ввод основных производственных фондов	выбытие основных производственных фондов	стоимость на конец регулируемого периода	среднегодовая стоимость	амортизация	остаточная стоимость	стоимость на начало регулируемого периода	ввод основных производственных фондов	выбытие основных производственных фондов	стоимость на конец регулируемого периода	среднегодовая стоимость	амортизация	остаточная стоимость	стоимость на начало регулируемого периода	ввод основных производственных фондов	выбытие основных производственных фондов	стоимость на конец регулируемого периода	среднегодовая стоимость	амортизация	остаточная стоимость
1. Линии электропередачи	1988677	43218	0	2031895	2010286	139245	1865298	1290345	0	0	2031895	1661120	140806	1724492	1290345	0	0	2031895	1661120	140806	1583686
ВЛЭП	1000460	11535	0	1011995	1006228	97747	894919	270445	0	0	1011995	641220	98516	796403	270445	0	0	1011995	641220	98516	697887
ВН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
СНI	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
СНII	518869	1120	0	519989	519042	43325	471140	519989	0	0	519989	519989	43400	427740	519989	0	0	519989	519989	43400	384340
НН	481591	10415	0	492006	482392	54422	423779	492006	0	0	492006	492006	55116	368663	492006	0	0	492006	492006	55116	313547
КЛЭП	988217	31683	0	1019900	1004059	41498	970379	1019900	0	0	1019900	1019900	42290	928089	1019900	0	0	1019900	1019900	42290	885799
ВН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
СНI	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
СНII	831337	6199	0	837536	831814	30952	800709	837536	0	0	837536	837536	31107	769602	837536	0	0	837536	837536	31107	738495
НН	156880	25484	0	182364	158840	10546	169670	182364	0	0	182364	182364	11183	158487	182364	0	0	182364	182364	11183	147304
2. Подстанции	1046918	93119	0	1140037	1093478	104673	1022395	1140037	0	0	1140037	1140037	110880	911515	1140037	0	0	1140037	1140037	110880	800635
ВН	959631	89070	0	1048701	966483	97589	940704	1048701	0	0	1048701	1048701	103527	837177	1048701	0	0	1048701	1048701	103527	733650
СНI	2644	0	0	2644	2644	184	2237	2644	0	0	2644	2644	184	2053	2644	0	0	2644	2644	184	1869
СНII	84643	4049	0	88692	84954	6900	79454	88692	0	0	88692	88692	7169	72285	88692	0	0	88692	88692	7169	65116
НН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3. АСКУЭ	13177	3306	22	16461	14819	3696	11997	16461	122187	0	138648	25860	5222	128962	138648	0	0	138648	138648	43154	85808
ВН	10435	2618	17	13035	11735	2927	9500	13035	96760	0	109795	20478	4135	102125	109795	0	0	109795	109795	34174	67951
СНI	2742	688	5	3426	3084	769	2497	3426	25427	0	28853	5382	1087	26837	28853	0	0	28853	28853	8980	17857
СНII	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
НН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Всего (стр. 1 + стр. 2)	3207078	182792	915	3388955	3238632	265541	3082377	3388955	122187	0	3511142	3398354	284586	2919978	3511142	0	0	3511142	3511142	321994	2597984
ВН	970066	91688	17	1061736	978218	100516	950204	1061736	96760	0	1158496	1069179	107662	939302	1158496	0	0	1158496	1158496	137701	801601
СНI	5386	688	5	6070	5728	953	4734	6070	25427	0	31497	8026	1271	28890	31497	0	0	31497	31497	9164	19726
СНII	1434849	11368	0	1446217	1435810	81177	1351303	1446217	0	0	1446217	1446217	81676	1269627	1446217	0	0	1446217	1446217	81676	1187951
НН	638471	35899	0	674370	641232	64968	593449	674370	0	0	674370	674370	66299	527150	674370	0	0	674370	674370	66299	460851
Прочие ЭЧ	147793	5123	893	152023	148118	12690	140709	152023	0	0	152023	152023	13014	127695	152023	0	0	152023	152023	13014	114681
Прочие ЭЭ	10513	38026	0	48539	29526	5237	41978	48539	0	0	48539	48539	14664	27314	48539	0	0	48539	48539	14140	13174

Таблица № П1.18.1

КАЛЬКУЛЯЦИЯ РАСХОДОВ, СВЯЗАННЫХ С ПРОИЗВОДСТВОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭСО (ПЭ)

(тыс. руб.)

№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Топливо на технологические цели	0	0
2.	Вода на технологические цели	0	0
3.	Основная оплата труда производственных рабочих	0	0
4.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих	0	0
5.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	0	0
6.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования в том числе:	0	0
6.1.	амортизация производственного оборудования	0	0
6.2.	отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования	0	0
6.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	0	0
7.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	0	0
8.	Цеховые расходы	0	0
9.	Общехозяйственные расходы, всего в том числе:	0	0
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0
9.2.	Средства на страхование	0	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	0	0
9.4.	Отчисления в ремонтный фонд	0	0
9.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего в том числе:	0	0
	- налог на землю	0	0
9.6.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего в том числе:	0	0
9.6.1.	Арендная плата	0	0
10.	Водный налог (ГЭС)	0	0
11.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0
13.	Итого производственные расходы	0	0
14.	Отпуск электроэнергии с шин, млн. кВт.ч	0	0
15.	Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч	0	0
		из них:
	переменная составляющая	0	0
	в том числе:	0	0
	- топливная составляющая	0	0
	- водный налог	0	0
16.	Условно-постоянные расходы в том числе:	0	0
16.1.	Сумма общехозяйственных расходов	0	0

Таблица № П1.18.2

КАЛЬКУЛЯЦИЯ РАСХОДОВ, СВЯЗАННЫХ С ПЕРЕДАЧЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(тыс. руб.)

№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период 2004 год (факт)		2005 год (ожид.)		Период регулирования 2006 год (план)
№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	всего	из них расходы на сбыт	всего	из них расходы на сбыт	всего	из них расходы на сбыт
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Основная оплата труда производственных рабочих	44297	2743	48062	2977	59353	3200
2.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих
3.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	13709	753	12824	786	15838	845
4.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	320085		336002		379976
	в том числе:
4.1.	амортизация производственного оборудования	247614	3665	256908	5749	294840	43154
	в т.ч.:
	ВН	100516	2927	107662	4135	137701	34174
	СНI	953	769	1271	1087	9164	8980
	СНII	81177	0	81676	0	81676	0
	НН	64968	0	66299	0	66299	0
4.2.	отчисления в ремонтный фонд
4.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	72471	1417	79094	1551	85136	1667
5.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	0	0	0	0	0	0
6.	Цеховые расходы	29324	5171	38043	12619	40467	12290
7.	Общехозяйственные расходы, всего	15541	6852	49699	9338	56452	9689
	в том числе:
7.1.	Целевые средства на НИОКР
7.2.	Средства на страхование	168	68	182	74	196	79
7.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	13		14		15
7.4.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования
7.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего	140	4	152	4	163	5
	в том числе:
	налог на землю	5		5		6
	ВН
	СНI
	СНII
	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	422956	15519	484630	25719	552087	26024
	в том числе:
	ВН					219994
	СНI					26179
	СНII					190342
	НН					115572
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 № П1.19

КАЛЬКУЛЯЦИЯ РАСХОДОВ, СВЯЗАННЫХ С ПРОИЗВОДСТВОМ И ПЕРЕДАЧЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Топливо на технологические цели	0	0
2.	Вода на технологические цели	0	0
3.	Основная оплата труда производственных рабочих	0	0
4.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих	0	0
5.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	0	0
6.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования в том числе:	0	0
6.1.	амортизация производственного оборудования	0	0
6.2.	отчисления в ремонтный фонд	0	0
6.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	0	0
7.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	0	0
8.	Цеховые расходы	0	0
9.	Общехозяйственные расходы, всего в том числе:	0	0
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0
9.2.	Средства на страхование	0	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	0	0
9.4.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования	0	0
9.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего в том числе:	0	0
	- налог на землю	0	0
9.6.	другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего в том числе:	0	0
9.6.1.	Арендная плата	0	0
10.	Покупная энергия	0	0
10.1.	Относимая на условно-постоянные расходы	0	0
10.2.	Относимая на переменные расходы	0	0
11.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0
13.	Итого производственные расходы	0	0
14.	Полезный отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	0	0
15.	Удельные расходы, руб./Гкал	0	0
		из них:	0
	переменная составляющая	0	0
	в том числе:
	- топливная составляющая	0	0
	- покупная теплоэнергия	0	0
16.	Условно-постоянные расходы в том числе:	0	0
16.1.	По источникам энергии	0	0
16.2.	По сетям	0	0
16.3.	Сумма общехозяйственных расходов	0	0

Таблица № П1.19.1

КАЛЬКУЛЯЦИЯ РАСХОДОВ, СВЯЗАННЫХ С ПРОИЗВОДСТВОМ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период		Период регулирования
№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	всего	из них расходы на сбыт	всего	из них расходы на сбыт
1	2	3	4	5	6
1.	Топливо на технологические цели, всего:	0	0	0	0
2.	Вода на технологические цели	0	0	0	0
3.	Основная оплата труда производственных рабочих	0	0	0	0
4.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих	0	0	0	0
5.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	0	0	0	0
6.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования в том числе:	0	0	0	0
6.1.	амортизация производственного оборудования	0	0	0	0
6.2.	отчисления в ремонтный фонд	0	0	0	0
6.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	0	0	0	0
7.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	0	0	0	0
8.	Цеховые расходы	0	0	0	0
9.	Общехозяйственные расходы, всего в том числе:	0	0	0	0
9.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0	0	0
9.2.	Средства на страхование	0	0	0	0
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	0	0	0	0
9.4.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования	0	0	0	0
9.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего в том числе:	0	0	0	0
	- налог на землю	0	0	0	0
9.6.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего в том числе:	0	0	0	0
9.6.1.	Арендная плата	0	0	0	0
10.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0	0	0
11.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0	0	0
12.	Итого производственные расходы	0	0	0	0
13.	Отпуск теплоэнергии с коллекторов, тыс. Гкал	0	0	0	0
14.	Удельные расходы, руб./Гкал	0	0	0	0
	в том числе:	0	0	0	0
	- топливная составляющая	0	0	0	0
15.	Условно-постоянные расходы в том числе:	0	0	0	0
15.1.	Сумма общехозяйственных расходов	0	0	0	0

Таблица № П1.19.2

КАЛЬКУЛЯЦИЯ РАСХОДОВ ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период		Период регулирования
№ п/п	Калькуляционные статьи затрат	всего	из них расходы на сбыт	всего	из них расходы на сбыт
1	2	3	4	5	6
1.	Расходы на компенсацию затрат (потерь) ресурсов на технологические цели, всего:	0	0	0	0
1.1.	в т.ч.:
1.1.	- затрат (потерь) теплоносителей (пар, гор. вода)	0	0	0	0
1.2.	- потерь тепловой энергии	0	0	0	0
1.3.	- затрат электроэнергии	0	0	0	0
2.	Основная оплата труда производственных рабочих	0	0	0	0
3.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих	0	0	0	0
4.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	0	0	0	0
5.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования в том числе:	0	0	0	0
5.1.	амортизация производственного оборудования	0	0	0	0
5.2.	отчисления в ремонтный фонд	0	0	0	0
5.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	0	0	0	0
6.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	0	0	0	0
7.	Цеховые расходы	0	0	0	0
8.	Общехозяйственные расходы, всего в том числе:	0	0	0	0
8.1.	Целевые средства на НИОКР	0	0	0	0
8.2.	Средства на страхование	0	0	0	0
8.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	0	0	0	0
8.4.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования	0	0	0	0
8.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего в том числе:	0	0	0	0
	- налог на землю	0	0	0	0
	- налог на пользователей автодорог	0	0	0	0
8.6.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего в том числе:	0	0	0	0
8.6.1.	Арендная плата	0	0	0	0
9.	Недополученный по независящим причинам доход	0	0	0	0
10.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	0	0	0	0
11.	Итого производственные расходы	0	0	0	0
12.	Полезный отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	0	0	0	0
13.	Удельные расходы, руб./Гкал	0	0	0	0
14.	Условно-постоянные расходы в том числе:	0	0	0	0
14.1.	Сумма общехозяйственных расходов	0	0	0	0

Таблица № П1.20

РАСЧЕТ ИСТОЧНИКОВ ФИНАНСИРОВАНИЯ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование	Базовый период 2004 год (факт)	2005 год (ожид.)	Период регулирования 2006 год (план)
1	2	3	4	5
1.	Объем капитальных вложений — всего	182792,00	122187,00	176176,00
		в том числе:
	на производственное и научно-техническое развитие	182792,00	122187,00	176176,00
	на непроизводственное развитие
2.	Финансирование капитальных вложений из средств — всего
2.1.	Амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (100%)	182792,00	122187,00	176176,00
2.2.	Неиспользованных средств на начало года	0	0	0
2.3.	Федерального бюджета	0	0	0
2.4.	Местного бюджета	0	0	0
2.5.	Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета	0	0	0
2.6.	Прочих	0	0	0
2.7.	Средства, полученные от реализации ценных бумаг	0	0	0
2.8.	Кредитные средства	0	0	0
2.9.	Итого по п. п. 2.1 - 2.8	182792,00	122187,00	176176,00
3.	Прибыль	0	0	0
		отнесенная на производство электрической энергии
	отнесенная на передачу электрической энергии	0	0	0
	отнесенная на производство тепловой энергии
	отнесенная на передачу тепловой энергии

Таблица № П1.20.1

СПРАВКА О ФИНАНСИРОВАНИИ И ОСВОЕНИИ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ ПО ИСТОЧНИКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ)

(тыс. руб.)

Наименование строек	Утверждено на базовый период	В течение базового периода		Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
Наименование строек	Утверждено на базовый период	Освоено фактически	Профинансировано	Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
1	2	3	4	5	6	7
Всего	0	0	0	0	0	0
в т.ч.	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.20.2

СПРАВКА О ФИНАНСИРОВАНИИ И ОСВОЕНИИ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ ПО ИСТОЧНИКАМ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ (ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ)

(тыс. руб.)

Наименование строек	Утверждено на базовый период	В течение базового периода		Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
Наименование строек	Утверждено на базовый период	Освоено фактически	Профинансировано	Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
1	2	3	4	5	6	7
Всего	0	0	0	0	0	0
в т.ч.	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.20.3

СПРАВКА О ФИНАНСИРОВАНИИ И ОСВОЕНИИ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО (ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ) ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(тыс. руб.)

Наименование строек	Утверждено на базовый период	В течение базового периода		Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
Наименование строек	Утверждено на базовый период	Освоено фактически	Профинансировано	Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
1	2	3	4	5	6	7
Всего	0	0	0	0	122187,00	0
в т.ч.	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	122187,00	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.20.4

СПРАВКА О ФИНАНСИРОВАНИИ И ОСВОЕНИИ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В ТЕПЛОСЕТЕВОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО (ПЕРЕДАЧА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ)

(тыс. руб.)

Наименование строек	Утверждено на базовый период	В течение базового периода		Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
Наименование строек	Утверждено на базовый период	Освоено фактически	Профинансировано	Остаток финансирования	План на период регулирования	Источник финансирования
1	2	3	4	5	6	7
Всего	0	0	0	0	0	0
в т.ч.	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0
	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.21

РАСЧЕТ БАЛАНСОВОЙ ПРИБЫЛИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», ПРИНИМАЕМОЙ ПРИ УСТАНОВЛЕНИИ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Прибыль на развитие производства	0	0
		в том числе:
	- капитальные вложения	0	0
2.	Прибыль на социальное развитие	0	0
		в том числе:
	- капитальные вложения	0	0
3.	Прибыль на поощрение	0	0
4.	Дивиденды по акциям	0	0
5.	Прибыль на прочие цели	0	0
		- % за пользование кредитом	0
	- услуги банка	0	0
	- другие (с расшифровкой)	0	0
6.	Прибыль, облагаемая налогом	0	0
7.	Налоги, сборы, платежи — всего	0	0
		в том числе:
	- на прибыль	0	0
	- на имущество	0	0
	- плата за выбросы загрязняющих веществ	0	0
	- другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)	0	0
8.	Прибыль от товарной продукции	0	0
8.1.	За счет реализации электрической энергии	0	0
8.1.1.	- производство электрической энергии	0	0
8.1.2.	- передача электрической энергии	0	0
8.2.	За счет реализации тепловой энергии	0	0
8.2.1.	- производство тепловой энергии	0	0
8.2.2.	- передача тепловой энергии	0	0

Таблица № П1.21.1

РАСЧЕТ БАЛАНСОВОЙ ПРИБЫЛИ, ПРИНИМАЕМОЙ ПРИ УСТАНОВЛЕНИИ ТАРИФОВ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Прибыль на развитие производства	0	0
		в том числе:	0
	- капитальные вложения	0	0
2.	Прибыль на социальное развитие	0	0
		в том числе:	0
	- капитальные вложения	0	0
3.	Прибыль на поощрение	0	0
4.	Дивиденды по акциям	0	0
5.	Прибыль на прочие цели	0	0
		- % за пользование кредитом	0
	- услуги банка	0	0
	- другие (с расшифровкой)	0	0
6.	Прибыль, облагаемая налогом	0	0
7.	Налоги, сборы, платежи — всего	0	0
		в том числе:	0
	- на прибыль	0	0
	- на имущество	0	0
	- плата за выбросы загрязняющих веществ	0	0
	- другие налоги и обязательные сборы и платежи с (расшифровкой)	0	0
8.	Прибыль от товарной продукции	0	0

Таблица № П1.21.2

РАСЧЕТ БАЛАНСОВОЙ ПРИБЫЛИ, ПРИНИМАЕМОЙ ПРИ УСТАНОВЛЕНИИ ТАРИФОВ НА ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Прибыль на развитие производства	0	0
		в том числе:	0
	- капитальные вложения	0	0
2.	Прибыль на социальное развитие	0	0
		в том числе:	0
	- капитальные вложения	0	0
3.	Прибыль на поощрение	0	0
4.	Дивиденды по акциям	0	0
5.	Прибыль на прочие цели	0	0
		- % за пользование кредитом	0
	- услуги банка	0	0
	- другие (с расшифровкой)	0	0
6.	Прибыль, облагаемая налогом	0	0
7.	Налоги, сборы, платежи — всего	0	0
		в том числе:	0
	- на прибыль	0	0
	- на имущество	0	0
	- плата за выбросы загрязняющих веществ	0	0
	- другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)	0	0
8.	Прибыль от товарной продукции	0	0

Таблица № П1.21.3

РАСЧЕТ БАЛАНСОВОЙ ПРИБЫЛИ, ПРИНИМАЕМОЙ ПРИ УСТАНОВЛЕНИИ ТАРИФОВ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование	Базовый период 2004 год (факт)		2005 год (ожид.)		Период регулирования 2006 год (план)
№ п/п	Наименование	Всего	из них на сбыт	Всего	из них на сбыт	Всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Прибыль на развитие производства	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
	капитальные вложения	0	0	0	0	0	0
	в т.ч.:
	ВН	0	0	0	0	0	0
	СНI	0	0	0	0	0	0
	СНII	0	0	0	0	0	0
	НН	0	0	0	0	0	0
2.	Прибыль на социальное развитие	0	0	0	0	0	0
	в том числе:
	капитальные вложения	0	0	0	0	0	0
3.	Прибыль на поощрение	718	0	779	0	837	0
4.	Дивиденды по акциям	0	0	0	0	0	0
4.а	Резервный фонд	0	0	0	0	0	0
5.	Прибыль на прочие цели	547	0	593	0	638	0
	% за пользование кредитом	0	0	0	0	0	0
	услуги банка	547	0	593	0	638	0
	другие (с расшифровкой)	0	0	0	0	0	0
6.	Прибыль, облагаемая налогом	945	0	1025	0	1101	0
7.	Налоги, сборы, платежи — всего	23915	0	23745	0	20064	0
	в том числе:
	на прибыль	227	0	246	0	264	0
	в том числе:
	ВН	0	0	0	0	0	0
	СНI	0	0	0	0	0	0
	СНII	0	0	0	0	0	0
	НН	0	0	0	0	0	0
	на имущество	23680	0	23491	0	19792	0
	в том числе:
	ВН	21257	0	20894	0	17746	0
	СНI	277	0	748	0	488	0
	СНII	1923	0	1704	0	1487	0
	НН	224	0	146	0	70	0
	плата за выбросы загрязняющих веществ	8	0	8	0	8	0
	другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)	0	0	0	0	0	0
8.	Прибыль от товарной продукции за счет передачи электрической энергии	25180	0	25118	0	21539	0
	в том числе:
	ВН	21828	0	21514	0	18412	0
	СНI	557	0	1052	0	815	0
	СНII	2207	0	2012	0	1818	0
	НН	588	0	540	0	494	0

Таблица № П1.21.3 (вспомогательная)

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОТЧИСЛЕНИЙ ИЗ ПРИБЫЛИ НА РАЗВИТИЕ ПРОИЗВОДСТВА, НАЛОГА НА ПРИБЫЛЬ И НАЛОГА НА ИМУЩЕСТВО ПО УРОВНЯМ НАПРЯЖЕНИЯ ВН, СНI, СНII, НН

	Объем финансирования, всего	в том числе		Величина уплачиваемого налога на прибыль	Налоговая база для исчисления налога на имущество	Налоговая ставка	Налог на имущество
	Объем финансирования, всего	Объем финансирования развития производства за счет амортизации	Объем финансирования развития производства за счет прибыли	Величина уплачиваемого налога на прибыль	Налоговая база для исчисления налога на имущество	Налоговая ставка	Налог на имущество
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Линии электропередачи	0	0	0	0	0	0%	0
ВЛЭП, всего	0	0	0	0	0	0%	0
в т.ч.:
ВН	0	0	0	0	0	0%	0
СНI	0	0	0	0	0	0%	0
СНII	0	0	0	0	0	0%	0
НН	0	0	0	0	0	0%	0
КЛЭП	0	0	0	0	0	0%	0
в т.ч.:
ВН	0	0	0	0	0	0%	0
СНI	0	0	0	0	0	0%	0
СНII	0	0	0	0	0	0%	0
НН	0	0	0	0	0	0%	0
2. Подстанции	0	0	0	0	0	0%	0
в т.ч.:
ВН	0	0	0	0	0	0%	0
СНI	0	0	0	0	0	0%	0
СНII	0	0	0	0	0	0%	0
НН	0	0	0	0	0	0%	0
Всего (стр. 1 + стр. 2)	0	0	0	0	0	0%	0
ВН	0	0	0	0	0	0%	0
СНI	0	0	0	0	0	0%	0
СНII	0	0	0	0	0	0%	0
НН	0	0	0	0	0	0%	0
Прочие	0	0	0	0	0	0%	0

Таблица № П1.21.4

РАСЧЕТ БАЛАНСОВОЙ ПРИБЫЛИ, ПРИНИМАЕМОЙ ПРИ УСТАНОВЛЕНИИ ТАРИФОВ НА ПЕРЕДАЧУ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

(тыс. руб.)

№ п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Прибыль на развитие производства	0	0
		в том числе:	0
	- капитальные вложения	0	0
2.	Прибыль на социальное развитие	0	0
		в том числе:	0
	- капитальные вложения	0	0
3.	Прибыль на поощрение	0	0
4.	Дивиденды по акциям	0	0
5.	Прибыль на прочие цели	0	0
		- % за пользование кредитом	0
	- услуги банка	0	0
	- другие (с расшифровкой)	0	0
6.	Прибыль, облагаемая налогом	0	0
7.	Налоги, сборы, платежи — всего	0	0
		в том числе:	0
	- на прибыль	0	0
	- на имущество	0	0
	- плата за выбросы загрязняющих веществ	0	0
	- другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)	0	0
8.	Прибыль от товарной продукции в том числе	0	0
8.1.	отнесенная на сбытовую деятельность	0	0

Таблица № П1.22

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННОГО ТАРИФА ПРОДАЖИ ЭСО (ПЭ)

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Электроэнергия	Теплоэнергия				Всего
№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Электроэнергия	система централизованного теплоснабжения N __	система — централизованного теплоснабжения N __	система централизованного теплоснабжения N __	всего	Всего
1 2
	3	4	5	6	7	8	1.	Условно-переменные затраты
тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	1.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							1.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	1.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
0	0		0	0	0	0	...	...
0	0		0	0	0	0	2.	Условно-постоянные расходы
тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	2.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							2.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	2.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
0	0		0	0	0	0	...	...
0	0		0	0	0	0	3.	Расходы, всего (п. 1 + п. 2)
тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	3.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0	3.2.	в т.ч. по источникам
							3.3.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0		ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							...	...
0	0		0	0	0	0	4.	Прибыль
тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	...	...
		0					5.	Рентабельность (п. 4 / п. 3 x 100%)
%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	5.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							5.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	5.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							...	...
0	0		0	0	0	0	6.	Необходимая валовая выручка
тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	6.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							6.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	6.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
0	0		0	0	0	0	...	...
							7.	Установленная мощность, тыс. кВт
тыс. кВт (Гкал/час)	0	0	0	0	0	0	7.1.	Электростанции ЭСО — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							7.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	7.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							...	...
							8.	Отпуск энергии
млн. кВт.ч (тыс. Гкал)	0	0	0	0	0	0	8.1.	Электростанции ЭСО — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							8.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	8.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							...	...
							9.	Средний одноставочный тариф продажи Т(Гк(ср))
руб./тыс. кВт (руб./Гкал)	0	0	0	0	0	0	9.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							9.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	9.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам (расчетный)
							...	...
0	0		0	0	0	0	10.	Ставка за мощность
руб./МВт.мес. (руб./Гкал/час)	0	0	0	0	0	0	10.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
руб./МВт.мес. (руб./Гкал/час)	0	0	0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							10.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	10.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам (расчетный)
							...	...
0	0		0	0	0	0	11.	Ставка за энергию
руб./тыс. кВт.ч (руб./Гкал)	0	0	0	0	0	0	11.1.	Электростанции ЭСО (затраты ООО «Русэнергосбыт») — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам
							11.2.	С оптового рынка
0	0		0	0	0	0	11.3.	ПЭ 1 — всего
0	0		0	0	0	0		в т.ч. по источникам (расчетный)
							...	...
0	0		0	0	0	0		Таблица № П1.23

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННОГО ТАРИФА ПОКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ

№ п/п		Единицы измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Полезный отпуск электрической энергии потребителям, всего	млн. кВт.ч	0	0
	в т.ч.
1.1.	Потребителям группы 1	млн. кВт.ч	0	0
1.1.1.	в том числе по базовой части тарифа (п. 1.1 x п. 3)	млн. кВт.ч	0	0
1.2.	Потребителям групп 2 — 3	млн. кВт.ч	0	0
2.	Заявленная (расчетная) мощность потребителей, всего	МВт.мес.	0	0
	в т.ч.
2.1.	Потребителям группы 1	МВт.мес.	0	0
2.1.1.	в том числе по базовой части тарифа (п. 2.1 x п. 3)	МВт.мес.	0	0
2.2.	Потребителям групп 2 — 3	МВт.мес.	0	0
3.	Доля полезного отпуска потребителей группы 1 в общем полезном отпуске потребителям К1 = п. 1.1 / п. 1	-	0	0
4.	Базовая часть тарифа группы 1 (п. 4.1 x п. 1.1.1 + п. 4.2 x п. 2.1.1 x М) / п. 1.1.1	руб./МВт.ч	0	0
4.1.	ставка на энергию	руб./МВт.ч	0	0
4.2.	ставка на мощность	руб./МВт.мес.	0	0
5.	Оставшаяся часть тарифа группы 1 (п. 5.1 x (п. 1.1 - (п. 1.1.1) + п. 5.2 x (п. 2.1 - п. 2.1.1) x М) / (п. 1.1 - п. 1.1.1)	руб./МВт.ч	0	0
5.1.	ставка на энергию	руб./МВт.ч	0	0
5.2.	ставка на мощность	руб./МВт.мес.	0	0
6.	Тариф покупки электроэнергии потребителями группы 1	руб./МВт.ч	0	0
6.1.	ставка на энергию (п. 4.1 x п. 1.1.1 + п. 5.1 x (п. 1.1 - п. 1.1.1) / п. 1.1	руб./МВт.ч	0	0
6.2.	ставка на мощность (п. 4.2 x п. 2.1.1 + п. 5.2 x (п. 2.1 - п. 2.1.1)) / п. 2.1	руб./МВт.мес.	0	0
7.	Тариф покупки электроэнергии потребителями групп 2 — 3 (п. 1.2 x п. 7.1 + п. 2.2 x п. 7.2) / п. 1.2	руб./МВт.ч	0	0
7.1.	ставка на энергию	руб./МВт.ч	0	0
7.2.	ставка на мощность	руб./МВт.мес.	0	0

Таблица № П1.24

РАСЧЕТ ПЛАТЫ ЗА УСЛУГИ ПО СОДЕРЖАНИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п		Единицы измерения	Базовый период		Период регулирования
№ п/п		Единицы измерения	всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7
1.	Расходы, отнесенные на передачу электрической энергии	тыс. руб.	0	0	552087	0
1.1.	ВН	тыс. руб.	0	0	219994	0
1.2.	СНI	тыс. руб.	0	0	26179	0
1.3.	СНII	тыс. руб.	0	0	190342	0
1.4.	НН	тыс. руб.	0	0	115572	0
2.	Прибыль, отнесенная на передачу электрической энергии	тыс. руб.	0	0	21539	0
2.1.	ВН	тыс. руб.	0	0	18412	0
2.2.	СНI	тыс. руб.	0	0	815	0
2.3.	СНII	тыс. руб.	0	0	1818	0
2.4.	НН	тыс. руб.	0	0	494	0
3.	Рентабельность	%	0	0	3,90%	0
4.	Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу электрической энергии	тыс. руб.	0	0	573626	0
4.1.	ВН	тыс. руб.	0	0	238406	0
4.2.	СНI	тыс. руб.	0	0	26994	0
4.3.	СНII	тыс. руб.	0	0	192160	0
4.4.	НН	тыс. руб.	0	0	116066	0
5.	Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт	тыс. руб./МВт.мес.
5.1.	ВН	тыс. руб./МВт.мес.	0	0	130,170	0
5.2.	СНI	тыс. руб./МВт.мес.	0	0	212,015	0
5.3.	СНII	тыс. руб./МВт.мес.	0	0	653,417	0
5.4.	НН	тыс. руб./МВт.мес.	0	0	1368,509	0
6.	Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт.ч (одноставочный)	тыс. руб./МВт.ч
6.1.	ВН	тыс. руб./МВт.ч	0	0	0,222	0
6.2.	СНI	тыс. руб./МВт.ч	0	0	0,359	0
6.3.	СНII	тыс. руб./МВт.ч	0	0	1,274	0
6.4.	НН	тыс. руб./МВт.ч	0	0	2,513	0

Таблица № П1.24 (вспомогательная)

РАСЧЕТ ПЛАТЫ ЗА СОДЕРЖАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЦЕПЕЙ ПО ДИАПАЗОНАМ НАПРЯЖЕНИЯ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

Показатели	Единицы измерения	Формула	Период регулирования 2006 год (план)
Условные единицы SUM Y			14139
Увн			5391
то же в %			38,12%
УснI			2643
то же в %			18,69%
УснII			2677
то же в %			18,93%
Унн			3428
то же в %			24,25%

НВВсети	тыс. руб.		573626
НВВвн	тыс. руб.	Рп(вн) + Рпр(вн)	254188
НВВснI	тыс. руб.	Рп(снI) + Рпр(снI)	58069
НВВснII	тыс. руб.	Рп(снII) + Рпр(снII)	132201
НВВнн	тыс. руб.	Рп(нн) + Рпр(нн)	129169

Рп	тыс. руб.	А + ПРН + НИ	316379
Рп(вн)	тыс. руб.	Авн + ПРНвн + НИвн	156112
Рп(снI)	тыс. руб.	АснI + ПРНснI + НИснI	9979
Рп(снII)	тыс. руб.	АснII + ПРНснII + НИснII	83494
Рп(нн)	тыс. руб.	Анн + ПРНнн + Нинн	66793

Рпр			257247
Рпр(вн)	тыс. руб.	(НВВ — Рп) x Увн / сумма У	98075
Рпр(снI)	тыс. руб.	(НВВ — Рп) x УснI / сумма У	48090
Рпр(снII)	тыс. руб.	(НВВ — Рп) x УснII / сумма У	48706
Рпр(нн)	тыс. руб.	(НВВ — Рп) x Унн / сумма У	62376

Мощности
Nотп(вн)	МВт		168,89
Nотп(снI)	МВт		22,89
Nотп(снII)	МВт		23,49
Nотп(нн)	МВт		16,42
Nотп(сн/вн) в т.ч.	МВт		12,01
Nотп(снI/вн)	МВт		0,00
Nотп(снII/вн)	МВт		12,01
Nотп(снII/снI)	МВт		4,16
Nпост(снI)	МВт		22,89
Nпост(снII)	МВт		7,33
Nпо(вн)	МВт		150,72
Nпо(снI)	МВт		18,67
Nпо(снII)	МВт		5,72
Nпо(нн)	МВт		14,97
М (кол-во месяцев)	МВт		12
Нормативы потерь
альфа(вн)	%		3,65%
альфа(снI)	%		0,30%
альфа(снII)	%		12,30%
альфа(нн)	%		8,83%
Плата за услуги по содержанию
Тсод(вн)	тыс. руб./МВт.мес.	НВВвн / (Nотп(вн) x ((1 — альфа(вн)) / 100) x М)	130,170
Дельта НВВсн(вн)	тыс. руб.	НВВвн — Тсод(вн) x Nпо(вн) x М	18759
Дельта НВВснI(вн)	тыс. руб.	Дельта НВВсн(вн) x Nотп(снI/вн) / (Nотп(снI/вн) + Nотп(снII/вн))	0
Дельта НВВснII(вн)	тыс. руб.	Дельта НВВсн(вн) — Дельта НВВснI(вн)	18759
Тсод(снI)	тыс. руб./МВт.мес.	(НВВснI + Дельта НВВснI(вн)) / (Nотп(снI) x ((1 — альфа(снI)) / 100) x М)	212,015
Дельта НВВснII(снI)	тыс. руб.	НВВснI + Дельта НВВснI(вн) — Тсод(снI) x Nпо(снI) x М	10572
Тсод(снII)	тыс. руб./МВт.мес.	(НВВснII + Дельта НВВснII(вн) + Дельта НВВснII(снI)) / (Nотп(снII) x ((1 — альфа(снII) / 100) x М)	653,417
Дельта НВВнн(снI)	тыс. руб.	НВВснII + Дельта НВВснII(вн) + Дельта НВВснII(снI) — Тсод(снII) x Nпо(снII) x М	116694
Тсод(нн)	тыс. руб./МВт.мес.	(НВВнн + Дельта НВВнн(снII)) / (Nотп(нн) x ((1 — альфа(нн)) / 100) x М)	1368,509
Среднемесячное число часов использования мощности
hвн	часы в мес.		587
hснI			591
hснII			513
hнн			545
Плата за содержание
Тсод.э.(вн)	тыс. руб./МВт.час	Тсод(вн) x М / hвн	0,222
Тсод.э.(снI)		Тсод(снI) x М / hснI	0,359
Тсод.э.(снII)		Тсод(снII) x М / hснII	1,274
Тсод.э.(нн)		Тсод(нн) x М / hнн	2,513

Таблица № П1.24.1

РАСЧЕТ ПЛАТЫ ЗА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

№ п/п		Единицы измерения	Водяные тепловые сети		Паровые тепловые сети		Всего по ЭСО (теплосетевой организации)
№ п/п		Единицы измерения	базовый период	период регулирования	базовый период	период регулирования	базовый период	период регулирования
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Затраты, отнесенные на передачу тепловой энергии (п. 11 табл. П1.19.2) в т.ч.	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
	1.1. Вода на технологические цели: - всего	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
	- в т.ч. на компенсацию потерь сетевой воды	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
	1.2. Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды: всего в т.ч.	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
	- на компенсацию потерь тепловой энергии	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
	- на компенсацию затрат электроэнергии	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
2.	Прибыль, отнесенная на передачу тепловой энергии (п. 8 табл. П1.21.4)	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
3.	Рентабельность (п. 2 / п. 1 x 100%)	%	0	0	0	0	0	0
4.	Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу тепловой энергии (п. 1 + п. 2)	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0
5.	Расчетная (присоединенная) тепловая мощность (нагрузка) по договорам	Гкал/ч	0	0	0	0	0	0
6.	Плата за услуги по передаче тепловой энергии согласно формуле (44)	тыс. руб. Гкал/ч	0	0	0	0	0	0

Примечание. Заполняется всего и отдельно по каждой СЦТ.

Таблица № П1.25

РАСЧЕТ СТАВКИ ПО ОПЛАТЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА (ПОТЕРЬ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПЕРЕДАЧУ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п		Единицы измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Одноставочный тариф покупки электрической энергии	руб./кВт.ч	0	1,0435
2.	Отпуск электрической энергии в сеть с учетом величины сальдо-перетока электроэнергии	тыс. кВт.ч
2.1.	ВН		0	1182426
2.2.	СН
	в т.ч.
	СНI		0	159285
	СНII		0	151206
2.3.	НН		0	107318
3.	Потери электрической энергии	%
3.1.	ВН		0	3,65%
3.2.	СН
	в т.ч.
	СНI		0	0,30%
	СНII		0	12,30%
3.3.	НН		0	8,83%
4.	Полезный отпуск электрической энергии	тыс. кВт.ч
4.1.	ВН		0	1061626
4.2.	СН
	в т.ч.
	СНI		0	132356
	СНII		0	35186
4.3.	НН		0	97839
5.	Расходы на компенсацию потерь	тыс. руб.
5.1.	ВН		0	45053
5.2.	СН
	в т.ч.
	СНI		0	492
	СНII		0	22564
5.3.	НН		0	26468
6.	Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям	руб./кВт.ч
6.1.	ВН		0	0,040
6.2.	СН
	в т.ч.
	СНI		0	0,003
	СНII		0	0,170
6.3.	НН		0	0,271

Таблица № П1.25 (вспомогательная)

РАСЧЕТ СТАВКИ, УЧИТЫВАЮЩЕЙ ОПЛАТУ ПОТЕРЬ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСХОДА) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПЕРЕДАЧУ ПО СЕТЯМ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

Наименование показателя	Единицы измерения	Формула	Период регулирования
	Тэс	руб./кВт.ч
Эотп(вн)	тыс. кВт.ч		1182426
альфа(вн)	%		3,65%
Зпот(вн)	тыс. руб.	Тэс x Эотп(вн) x альфа(вн) / 100	45053
Тпот(вн)	руб./кВт.ч	Зпот(вн) / (Эотп(вн) x (1 — альфа(вн) / 100)	0,040
	Эпо(вн)	тыс. кВт.ч

Эотп(снI)	тыс. кВт.ч	ЭснI/вн + Эпост(снI)	159285
	Эотп(снI/вн)	тыс. кВт.ч
Эпост(снI)	тыс. кВт.ч		159285
альфа(снI)	%		0,30%
Зпот(снI)	тыс. руб.	Тэс x Эотп(снI) x альфа(снI) / 100 + Дельта Звн(снI)	492
Дельта Зсн(вн)	тыс. руб.	(Зпот(вн) — Тпот(вн) x Эпо(вн)) x Эотп(снI/вн) / (Эотп(снI/вн) + Эотп(снII/вн))	0
Тпот(снI)	руб./кВт.ч	Зпот(снI) / (Эотп(снI) x (1 — альфа(снI) / 100)	0,003
	Эпо(снI)	тыс. кВт.ч

Эотп(снII)	тыс. кВт.ч	Эотп(снII/вн) + Эотп(снII/снI) + Эпост(снII)	151206
	Эотп(снII/вн)	тыс. кВт.ч
Эотп(снII/снI)	тыс. кВт.ч		26457
Эпост(снII)	тыс. кВт.ч		47123
альфа(снII)	%		12,30%
Зпот(снII)	тыс. руб.	Тэс x Эотп(СНII) x альфа(снII) / 100 + Дельта ЗснII(вн) + Дельта ЗснII(снI)	22564
Дельта ЗснII(вн)	тыс. руб.	Зпот(вн) — Тпот(вн) x Эпо(вн) — Дельта ЗснI(вн)	3070
Дельта ЗснII(снI)	тыс. руб.	Зпот(снI) — Тпот(снI) x Эпо(снI)	82
Тпот(снII)	руб./кВт.ч	Зпот(снII) / (Эотп(снII) x (1 — альфа(снII) / 100))	0,170
	Эпо(снII)	тыс. кВт.ч

Эотп(нн)	тыс. кВт.ч	Эотп(нн/снII) + Эпост(нн)	107318
	Эотп(нн/снII)	тыс. кВт.ч
Эпост(нн)	тыс. кВт.ч		9900
альфа(нн)	%		8,83%
Зпот(нн)	тыс. руб.	Тэс x Эотп(нн) x альфа(нн) / 100 + Дельта Знн(снII)	26468
Дельта Знн(снII)	тыс. руб.	Зпот(снII) — Тпот(снII) x Эпо(снII)	16577
Тпот(нн)	руб./кВт.ч	Зпот(нн) / (Эотп(нн) x (1 — альфа(нн) / 100))	0,271
Эпо(нн)	тыс. кВт.ч		97839

Таблица № П1.26

РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫХ ПО ВРЕМЕНИ СУТОК СТАВОК ПЛАТЫ ЗА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ

		Единицы измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Полезный отпуск электроэнергии ПЭ (энергоснабжающей организации), всего в т.ч.:	млн. кВт.ч	0	0
1.1.	- в период ночных провалов графика нагрузки		0	0
1.2.	- в часы максимальных (пиковых) нагрузок	млн. кВт.ч	0	0
1.3.	- в остальное время суток (полупик)	млн. кВт.ч	0	0
4.	Условно-переменные расходы электроэнергии, отпущенной ПЭ (энергоснабжающей организацией)	тыс. руб.	0	0
	в период ночных провалов графика нагрузки	тыс. руб.	0	0
5.	Средний одноставочный тариф на электроэнергию по ПЭ (энергоснабжающей организации)	руб./тыс. кВт.ч	0	0
6.	Тарифная ставка за электроэнергию в ночной зоне — тариф ночь (п. 4 / п. 1.1)	руб./тыс. кВт.ч	0	0
7.	Тарифная ставка за электроэнергию в полупиковой зоне — тариф полупик (п. 5 / п. 1.3)	руб./тыс. кВт.ч	0	0
8.	Тарифная ставка за электроэнергию в пиковой зоне — тариф пик ((п. 5 x п. 1 - п. 6 x п. 1.1 - п. 7 x п. 1.3) / п. 1.2)	руб./тыс. кВт.ч	0	0

Таблица № П1.27

ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННЫЕ ТАРИФЫ НА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) ПО ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ОАО «РЖД» (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

N	Группа потребителей	Ед. изм.	Базовые потребители					Население					Прочие
N	Группа потребителей	Ед. изм.	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН	Всего	ВН	СНI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Объем полезного отпуска	млн. кВт.ч	0	0	0	0	0	15985	0	0	11158	4827	822240	621472	84251	23505	93012
2.	Заявленная мощность	МВт	0	0	0	0	0	2,91	0	0	2,03	0,88	111,97	83,00	11,27	3,61	14,09
	Число часов использования заявленной мощности	час/месяц	-	-	-	-	-	458	-		458	458	612	624	623	543	550
3.	Тариф на покупку электрической энергии	руб./МВт.ч													0	0	0
3.1.	Ставка за мощность	руб./МВт.мес.													0	0	0
	то же	руб./МВт.ч													0	0	0
3.2.	Ставка за энергию	руб./МВт.ч													0	0	0
4.	Стоимость единицы услуг	руб./МВт.ч	0	0,000	0,000	0,000	0,000	2,097	0,000	0,000	1,596	3,256	0,574	0,248	0,343	1,374	2,759
4.1.	Плата за услуги по передаче электрической энергии	руб./МВт.ч	0	0,000	0,000	0,000	0,000	2,097	0,000	0,000	1,596	3,256	0	0	0	0	0
4.1.1.	Ставка на содержание электросетей	руб./МВт.мес.	0	130,170	212,015	653,417	1368,509	869,360	130,170	212,015	653,417	1368,509	0	0	0	0	0
	то же	руб./МВт.ч	0	0	0	0	0	1,897	0	0	1,426	2,986	0	0	0	0	0
4.1.2.	Ставка по оплате потерь	руб./МВт.ч	0	0,040	0,003	0,170	0,271	0,200	0,040	0,003	0,170	0,271	0	0	0	0	0
4.2.	Плата за иные услуги	руб./МВт.мес.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5.	Средний одноставочный тариф п. 3 + п. 4	руб./кВт.ч	0	0	0	0	0	2,097	0,000	0,000	1,596	3,256	0,574	0,248	0,343	1,374	2,759
5.1.	Плата за мощность п. 3.1 + п. 4.1.1 + п. 4.2	руб./кВт.мес.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5.2.	Плата за энергию п. 3.2 + п. 4.1.2	руб./МВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.	Товарная продукция, всего п. 5 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	33525	0	0	17806	15719	472071	154231	28929	32299	256612
	в том числе
6.1.	- за электроэнергию (мощность) п. 3 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.2.	- за услуги п. 4 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	33525	0	0	17806	15719	472071	154231	28929	32299	256612
То же п. 6
6.1.	- за мощность п. 5.1 x п. 2 x М	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.2.	- за электрическую энергию п. 5.2 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

В том числе																Транзит					Всего
бюджетные потребители					собственное потребление						прочие сторонние потребители					Транзит					Всего
всего	ВН	СНI	СНII	НН	всего	ВН	СНI	СНII	НН	всего	ВН	СНI	СНII	НН	всего	ВН	СНI	СНII	НН	всего	ВН	СНI	СНII	НН
19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37	38	39	40	41	42	43
1452	0	0	1302	149	810816	621192	84251	18931	86442	9973	280	0	3272	6421	488782	440154	48105	523	0	1327007	1061626	132356	35186	97839
0,24	0,00	0,00	0,22	0,02	110,07	82,96	11,27	2,85	13,00	1,66	0,05	0	0,55	1,07	75,20	67,72	7,40	0,08	0	190,08	150,72	18,67	5,72	14,97
500	-	-	500	500	614	624	623	554	554	500	500	-	500	500	542	542	542	542	-	582	587	591	513	545
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1,634	0	0	1,477	3,008	0,549	0,248	0,343	1,349	2,740	2,429	0,300	0,000	1,477	3,008	0,292	0,280	0,395	1,376	0	0,489	0,261	0,362	1,444	2,783
1,634	0	0	1,477	3,008	0,549	0,248	0,343	1,349	2,740	2,429	0,300	0,000	1,477	3,008	0,292	0,280	0,395	1,376	0	0	0	0	0	0
726,884	130,170	212,015	653,417	1368,509	298,324	130,170	212,015	653,417	1368,509	1099,090	130,170	212,015	653,417	1368,509	138,785	130,170	212,015	653,417	1368,509	0	0	0	0	0
1,454	0	0	1,307	2,737	0,486	0,209	0,340	1,179	2,469	2,198	0,260	0	1,307	2,737	0,256	0,240	0,391	1,206	0	0	0	0	0	0
0,180	0,040	0,003	0,170	0,271	0,063	0,040	0,003	0,170	0,271	0,231	0,040	0,003	0,170	0,271	0,036	0,040	0,003	0,170	0,27	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1,634	0	0	1,477	3,008	0,549	0,248	0,343	1,349	2,740	2,429	0,300	0,000	1,477	3,008	0,292	0,280	0,395	1,376	0	0,489	0,261	0,362	1,444	2,783
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

2372	0	0	1924	449	445471	154147	28929	25542	236853	24227	84	0	4833	19310	142879	123182	18978	719	0	648474	277413	47907	50824	272331

0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2372	0	0	1924	449	445471	154147	28929	25542	236853	24227	84	0	4833	19310	142879	123182	18978	719	0	648474	277413	47907	50824	272331

0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.28

РАСЧЕТ ОДНОСТАВОЧНЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННЫХ ТАРИФОВ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ПО СЦТ (ЭСО)

	Потребители	Энергия, тыс. Гкал	Число часов использ. максим. мощности, час	Ставка за мощность, тыс. руб./Гкал/час	Ставка за энергию, руб./Гкал	Одноставочый тариф, руб./Гкал	Сумма реализации, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Потребитель, получающий тепловую энергию непосредственно с коллекторов ТЭЦ и котельных	0	0	0	0	0	0
		- горячая вода	0	0	0	0	0
	- пар от 1,2 до 2,5 кгс/см2	0	0	0	0	0	0
	- пар от 2,5 до 7,0 кгс/см2	0	0	0	0	0	0
	- пар от 7,0 до 13,0 кгс/см2	0	0	0	0	0	0
	- пар свыше 13,0 кгс/см2	0	0	0	0	0	0
	- острый и редуцированный пар	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.28.1

РАСЧЕТ СТАВОК ПЛАТЫ ЗА ТЕПЛОВУЮ МОЩНОСТЬ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПАРА И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ ПО СЦТ (ЭСО)

		Единицы измерения	Базовый период	Период регулир.
1	2	3	4	5
1	Общая составляющая постоянных расходов и прибыли энергоснабжающей организации	тыс. руб.	0	0
2	Средняя за период регулирования тепловая нагрузка (в виде пара и горячей воды) всех потребителей	Гкал/час	0	0
3	Общая ставка платы за тепловую мощность	руб./Гкал/час	0	0

Таблица № П1.28.2

РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫХ СТАВОК ЗА ТЕПЛОЭНЕРГИЮ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПАРА РАЗЛИЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ ПО УЗЛАМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЭСО (ГК)

		Единицы измерения	Базовый период	Период регулир.
1	2	3	4	5
1	Приведенный удельный расход топлива на 1 Гкал теплоэнергии, отпущенной с коллекторов ТЭС	кг/Гкал	0	0
2	Тарифные ставки за энергию для потребителей пара	руб./Гкал	0	0
		- отборный пар от 1,2 до 2,5 кгс/см2	руб./Гкал	0
	- отборный пар от 2,5 до 7,0 кгс/см2	руб./Гкал	0	0
	- отборный пар от 7,0 до 13,0 кгс/см2	руб./Гкал	0	0
	- отборный пар свыше 13,0 кгс/см2	руб./Гкал	0	0
	- острый и редуцированный пар	руб./Гкал	0	0
3	Тарифная ставка за энергию для потребителей горячей воды с коллекторов ТЭС	руб./Гкал	0	0
4	Удельный расход топлива на 1 Гкал теплоэнергии, отпущенной в виде горячей воды	кг/Гкал	0	0
5	Тарифные ставки за энергию для потребителей горячей воды	руб./Гкал	0	0

Таблица № П1.28.3

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННЫХ ТАРИФОВ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПО ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

N	Группа потребителей	Ед. изм.	Всего	Всего по потребителям							В том числе бюджетные потребители
				горячая вода	отборный пар	в том числе					горячая вода	отборный пар	в том числе
				горячая вода	отборный пар	1,2 — 2,5 кг/см2	2,5 — 7,0 кг/см2	7,0 — 13,0 кг/см2	> 13 кг/см2	острый редуцированный пар	горячая вода	отборный пар	1,2 — 2,5 кг/см2	2,5 — 7,0 кг/см2	7,0 — 13,0 кг/см2	> 13 кг/см2	острый и редуцированный пар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Объем полезного отпуска	тыс. Гкал	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.	Расчетная (присоединенная) тепловая мощность (нагрузка)	Гкал/час	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Тариф на покупку тепловой энергии		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
			0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Тариф на покупку тепловой энергии	руб./Гкал	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.1.	Ставка за мощность	тыс. руб./Гкал/час	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.2.	Ставка за энергию	руб./Гкал	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
			0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
4.	Средний одноставочный тариф	руб./Гкал	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
			0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5.	Плата за услуги по передаче тепловой энергии	тыс. руб./Гкал/ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
			0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.	Товарная продукция, всего п. 5 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	В том числе		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.1.	- за тепловую энергию п. 3 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6.2.	- за услуги п. 4 x п. 1	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица № П1.29

УКРУПНЕННАЯ СТРУКТУРА ТАРИФА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

N	Показатель	Ед. изм.	Стоимость покупки единицы электроэнергии	Стоимость услуг, всего	Стоимость услуг по передаче	Диапазоны напряжения				Зонные тарифы
N	Показатель	Ед. изм.	Стоимость покупки единицы электроэнергии	Стоимость услуг, всего	Стоимость услуг по передаче	ВН	СНI	СНII	НН	ночная зона	полупиковая зона	пиковая зона
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Базовые потребители		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.1.	Потребитель 1		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Одноставочный тариф	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Двухставочный тариф		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за мощность	руб./МВт.мес.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за энергию	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.2.	Потребитель 2		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Одноставочный тариф	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Двухставочный тариф		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за мощность	руб./МВт.мес.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за энергию	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.3.	...		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2.	Население		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Одноставочный тариф	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.	Прочие потребители		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Одноставочный тариф	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Двухставочный тариф		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за мощность	руб./МВт.мес.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за энергию	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3.1.	В том числе бюджетные потребители		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Одноставочный тариф	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Двухставочный тариф		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за мощность	руб./МВт.мес.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Ставка за энергию	руб./тыс. кВт.ч	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций постоянного тока
1.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	2	300							300
2.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0							0
3.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0							0
4.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0							0
5.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	17	2040							2040
6.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	3	405							405
7.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144	0	0							0
8.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0							0
9.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0							0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	90	8	720							720
11.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	105	2	210							210
12.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	4	400							400
13.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0							0
14.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	12	1200							1200
15.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	11	880							880
	Итого табл. 1.3					6155							6275
	в т.ч.
	ВН					4075							4915
	СН1					1200							1280
	СН2					880							80
	НН
Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ-10 кВ	тяг/п	1	135	0	0							0
2.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0							0
3.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0							0
4.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0							0
5.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0							0
6.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0							0
7.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0							0
8.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0							0
9.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0							0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0							0
11.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0							0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0							0
13.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0							0
14.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0							0
15.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0							0
16.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0							0
17.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0							0
18.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0							0
19.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0							0
20.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0							0
21.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0							0
22.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0							0
23.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0							0
24.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0							0
	Итого табл. 1.4					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1
	СН2
	НН
Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1.	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7500, кВ 27,5 — 35 кВ	тр-р	1	2,1	21	44							44
1.2.	кВа < 7500, кВ 6 — 10 кВ	тр-р	1	1	64	64							64
1.3.	кВа > 7500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	4	44							44
1.4.	кВа > 7500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5,7	19	108							108
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:
	- с масляным выкл-лем (3ф.)
	220 кВ	фидер	1	18	0	0							0
	110 кВ	фидер	1	9	7	63							63
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	3	18	54							54
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,3	91	118							118
	- с масляным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,6	0	0							0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	2,1	2	4							4
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,1	13	14							14
	- с отделителем и разъединителем
	220 кВ	фидер	1	3,6	0	0							0
	110 кВ	фидер	1	2,3	25	58							58
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,8	0	0							0
	Итого табл. 1.6					572							546
	в т.ч.
	ВН					273							422
	СН1					102							125
	СН2					197							0
	НН

Продолжение

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

2. Устройства и линии энергоснабжения
Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	0
1.2.	металл	км	100	160	8,7	14	14
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	21,07	27	27
2.	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре
2.1.	дерево	км	100
2.2.	металл	км	100	190	0	0	0
2.3.	железобетон	км	100	160	7,93	13	13
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	0
4.	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре
4.1.	дерево	км	100
4.2.	металл	км	100	180	0	0	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	0
	Итого табл. 2.1					54	54
	в т.п. ВН					54	54
	СН1					0	0
	СН2
	НН
Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	1 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	33,63	50	50
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	356,37	499	499
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	19,15	29	29
1.5.	ж/б опоры	км	100	120	199,855	240	240
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	132	144,4	191	191
2.	2 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	191	334	334
2.3.	ж/б опоры	км	100	150	258,27	387	387
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	165	61,3	101	101
3.	1 цепь до 1 кВ
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	61,54	117	117
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	190	5,02	10	10
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	363,24	654	654
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	40,3	80	80
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	209,6	293	293
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	140	8,187	11	11
4.	более 2 цепей до 1 кВ
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	1	2	2
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	73,2	161	161
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	220	19,9	44	44
4.4.	ж/б опоры	км	100	180	6,3	11	11
	Итого табл. 2.2					3216	3216
	в т.ч. ВН
	СН1
	СН2					1832	1832
	НН					1384	1384
Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	0
2.	Кабельная линия 6 — 10 кВ	км	100	350	148,1	518	518
3.	Кабельная линия 6 — 10 кВ по болоту	км	100	350	4,42	15	15
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	633,64	1711	1711
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	270	55,48	150	150
	Итого табл. 2.4					2394	2394
	в т.ч. ВН
	СН1					0	0
	СН2					534	534
	НН					1861	1861
Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1.	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0,8	1548	1238	1238
2.	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	0
3.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1,5	29	44	44
4.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2,6	66	172	172
5.	Распределительный пункт 6 — 10 кВ	присоед.	100	25,4	63,31	16	16
6.	Распределительный пункт до 1000 В	присоед.	100	7,6	2424	184	184
	Итого табл. 2.6					1654	1654
	в т.ч. ВН
	СН1					1238	1238
	СН2					231	231
	НН					184	184
	ИТОГО					14045	14139
	в т.ч.
	ВН					4402	5391
	СН1					2541	2643
	СН2					3674	2677
	НН					3428	3428

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-1 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
5.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
6.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
7.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
8.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
9.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	90	1	90	1	1	1,09	1,13	1	1	111
11.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
13.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
14.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	3	300	1	1	1,09	1,13	1	1	370
15.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
	Итого табл. 1.3					390							480
	в т.ч.
	ВН					90							111
	СН1					300							370
	СН2					0							0
	НН
Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
11	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0	1	1	1	1	1	1	0
16.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0	1	1	1	1	1	1	0
17.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
18.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
19.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
20.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
21.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
22.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0	1	1	1	1	1	1	0
23.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
24.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.4					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1
	СН2
	НН
Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1.	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7500, кВ 27,5 — 35 кВ	тр-р	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	кВа < 7500, кВ 6 — 10 кВ	тр-р	1	1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	кВа > 7500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа > 7500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5,7	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:
	- с масляным выкл-лем (3ф.)
	220 кВ	фидер	1	18	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с отделителем и разъединителем
	220 кВ	фидер	1	3,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2,3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,8	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.6					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2					0							0
	НН

Продолжение

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-1 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

2. Устройства и линии энергоснабжения
Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
1.2.	металл	км	100	160	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре
2.1.	дерево	км	100
2.2.	металл	км	100	190	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.3.	железобетон	км	100	160	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре
4.1.	дерево	км	100
4.2.	металл	км	100	180	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
	Итого табл. 2.1					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2
	НН
Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	1 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	4	6	1	1	1,09	1,13	1	1	7
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110	21	23	1	1	1,09	1,13	1	1	28
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.	2 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140	1,8	3	1	1	1,09	1,13	1	1	3
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.	1 цепь до 1 кВ
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	17	31	1	1	1,09	1,13	1	1	38
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	6	8	1	1	1,09	1,13	1	1	10
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.	более 2 цепей до 1 кВ
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
	Итого табл. 2.2					70							86
	в т.ч. ВН
	СН1
	СН2					31							38
	НН					39							48
Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
2.	Кабельная линия 6 — 10 кВ	км	100	350	24	84	1	1	1,09	1,13	1	1	103
3.	Кабельная линия 6 — 10 кВ по болоту	км	100	385	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	27	73	1	1	1,09	1,13	1	1	90
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
	Итого табл. 2.4					157							193
	в т.ч. ВН
	СН1					0							0
	СН2					84							103
	НН					73							90
Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1.	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0,8	1	1	1	1	1,09	1,13	1	1	1
2.	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
3.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1,5	9	14	1	1	1,09	1,13	1	1	17
4.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2,6	2	5	1	1	1,09	1,13	1	1	6
5.	Распределительный пункт 6 — 10 кВ	присоед.	100	25,4	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
6.	Распределительный пункт до 1000 В	присоед.	100	7,6	0	0	1	1	1,09	1,13	1	1	0
	Итого табл. 2.6					20							24
	в т.ч. ВН
	СН1					1							1
	СН2					19							23
	НН					0							0
	Итого					637							784
	в т.ч.
	ВН					90							111
	СН1					301							370
	СН2					134							165
	НН					112							138

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-2 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во техн. ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во техн. ед. на объем обслуживания	Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	2	300	1	1	1	1	1	1	300
2.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	4	480	1	1	1	1	1	1	480
6.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	90	1	90	1	1	1	1	1	1	90
11.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	105	1	105	1	1	1	1	1	1	105
12.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.3					975							975
	в т.ч.
	ВН					975							975
	СН1					0							0
	СН2					0							0
	НН
Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1		0
2.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
11.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0	1	1	1	1	1	1	0
16.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0	1	1	1	1	1	1	0
17.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
18.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
19.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
20.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
21.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
22.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0	1	1	1	1	1	1	0
23.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
24.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.4					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1
	СН2
	НН
Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1.	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7500, кВ 27,5 — 35 кВ	тр-р	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	кВа < 7500, кВ 6 — 10 кВ	тр-р	1	1	4	4	1	1	1	1	1	1	4
1.3.	кВа > 7500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа > 7500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5,7	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:
	- с масляным выкл-лем (3ф.)
	220 кВ	фидер	1	18	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,3	49	64	1	1	1	1	1	1	64
	- с масляным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,1	2	2	1	1	1	1	1	1	2
	- с отделителем и разъединителем
	220 кВ	фидер	1	3,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2,3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,8	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.6					70							70
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2					70							70
	НН

Продолжение

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-2 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

2. Устройства и линии энергоснабжения
Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	металл	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре
2.1.	дерево	км	100
2.2.	металл	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	железобетон	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре
4.1.	дерево	км	100
4.2.	металл	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.1					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2
	НН
Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	1 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	6	9	1	1	1	1	1	1	9
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	99,53	139	1	1	1	1	1	1	139
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	2 цепи ВЛ 6 — 10 кВ
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	1 цепь до 1 кВ
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	31	43	1	1	1	1	1	1	43
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1	0
4.	более 2 цепей до 1 кВ
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	115	276	1	1	1	1	1	1	276
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	63	139	1	1	1	1	1	1	139
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170	118	201	1	1	1	1	1	1	201
	Итого табл. 2.2					807							807
	в т.ч. ВН
	СН1
	СН2					148							148
	НН					659							659
Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Кабельная линия 6 — 10 кВ	км	100	350	99	347	1	1	1	1	1	1	347
3.	Кабельная линия 6 — 10 кВ по болоту	км	100	385	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	410	1107	1	1	1	1	1	1	1107
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.4					1454							1454
	в т.ч. ВН
	СН1					0							0
	СН2					347							347
	НН					1107							1107
Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1.	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0,8	216	173	1	1	1	1	1	1	173
2.	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1,5	28	42	1	1	1	1	1	1	42
4.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2,6	29	75	1	1	1	1	1	1	75
5.	Распределительный пункт 6 — 10 кВ	присоед.	100	25,4	25	6	1	1	1	1	1	1	6
6.	Распределительный пункт до 1000 В	присоед.	100	7,6	1610	122	1	1	1	1	1	1	122
	Итого табл. 2.6					419							419
	в т.ч. ВН
	СН1					173							173
	СН2					124							124
	НН					122							122
	Итого					3724							3724
	в т.ч.
	ВН					975							975
	СН1					173							173
	СН2					688							688
	НН					1888							1888

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-3 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	1	150	1	1	1	1,13	0,923	1	156
2.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
3.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
4.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
5.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	3	360	1	1	1	1,13	0,923	1	375
6.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	2	270	1	1	1	1,13	0,923	1	282
7.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
8.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
9.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	90	3	270	1	1	1	1,13	0,923	1	282
11.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
13.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1,13	0,923	1	0
14.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	2	200	1	1	1	1,13	0,923	1	209
15.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	2	160	1	1	1	1,13	0,923	1	167
	Итого табл. 1.3					1410							1471
	в т.ч.
	ВН					1050							1095
	СН1					200							209
	СН2					160							167
	НН
Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
11.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0	1	1	1	1	1	1	0
16.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0	1	1	1	1	1	1	0
17.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
18.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
19.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
20.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
21.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
22.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0	1	1	1	1	1	1	0
23.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
24.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 к Вс первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.4					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1
	СН2
	НН
Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1.	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7500, кВ 27,5 — 35 кВ	тр-р	1	2,1	1	2	1	1	1	1	1	1	2
1.2.	кВа < 7500, кВ 6 — 10 кВ	тр-р	1	1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	кВа > 7500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа > 7500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5,7	9	51	1	1	1	1	1	1	51
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:
	- с масляным выкл-лем (3ф.)
	220 кВ	фидер	1	18	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	2	18	1	1	1	1	1	1	18
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,3	25	33	1	1	1	1	1	1	33
	- с масляным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с отделителем и разъединителем
	220 кВ	фидер	1	3,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2,3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,8	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.6					104							104
	в т.ч.
	ВН					69							69
	СН1					2							2
	СН2					33							33
	НН

Продолжение

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-3 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

2. Устройства и линии энергоснабжения
Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
1.2.	металл	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
2.	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре
2.1.	дерево	км	100				1	1	1	1	1	1,1
2.2.	металл	км	100	190	18	34	1	1	1	1	1	1,1	38
2.3.	железобетон	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
4.	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре
4.1.	дерево	км	100
4.2.	металл	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
	Итого табл. 2.1					34							38
	в т.ч.
	ВН					34							38
	СН1					0							0
	СН2
	НН
Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	1 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110	27	30	1	1	1	1	1	1,1	33
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
2.	2 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140	45,6	64	1	1	1	1	1	1,1	70
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
3.	1 цепь до 1 кВ
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	32,5	62	1	1	1	1	1	1,1	68
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209	14,9	31	1	1	1	1	1	1,1	34
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	347	625	1	1	1	1	1	1,1	687
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	70,6	140	1	1	1	1	1	1,1	154
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	191,75	268	1	1	1	1	1	1,1	295
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
4.	более 2 цепей до 1 кВ
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	42,2	93	1	1	1	1	1	1,1	102
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
	Итого табл. 2.2					1312							1443
	в т.ч. ВН
	СН1
	СН2					94							103
	НН					1219							1340
Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	1	1	1	1	1	1,1	0
2.	Кабельная линия 6 — 10 кВ	км	100	350	71,39	250	1	1	1	1	1	1,1	275
3.	Кабельная линия 6 — 10 кВ по болоту	км	100	385	12	46	1	1	1	1	1	1,1	51
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	294,5	795	1	1	1	1	1	1,1	875
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297	27	80	1	1	1	1	1	1,1	88
	Итого табл. 2.4					1171							1289
	в т.ч. ВН
	СН1					0							0
	СН2					296							326
	НН					875							963
Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1.	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0,8	989	791	1	1	1	1	1	1	791
2.	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1,5	20	30	1	1	1	1	1	1	30
4.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2,6	24	62	1	1	1	1	1	1	62
5.	Распределительный пункт 6 — 10 кВ	присоед.	100	25,4	411	104	1	1	1	1	1	1	104
6.	Распределительный пункт до 1000 В	присоед.	100	7,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.6					988							988
	в т.ч. ВН
	СН1					791							791
	СН2					197							197
	НН					0							0
	Итого					5020							5332
	в т.ч.
	ВН					1154							1202
	СН1					993							1002
	СН2					779							825
	НН					2094							2303

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-4 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	2	300	1	1	1	1	1	1	300
2.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	6	720	1	1	1	1	1	1	720
6.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	90	1	90	1	1	1	1	1	1	90
11.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	2	160	1	1	1	1	1	1	160
	Итого табл. 1.3					1270							1270
	в т.ч.
	ВН					1110							1190
	СН1					0							80
	СН2					160							0
	НН
Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
11.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0	1	1	1	1	1	1	0
16.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0	1	1	1	1	1	1	0
17.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
18.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
19.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
20.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
21.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
22.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0	1	1	1	1	1	1	0
23.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
24.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.4					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1
	СН2
	НН
Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1.	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7500, кВ 27,5 — 35 кВ	тр-р	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	кВа < 7500, кВ 6 — 10 кВ	тр-р	1	1	39	39	1	1	1	1	1	1	39
1.3.	кВа > 7500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа > 7500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5,7	4	23	1	1	1	1	1	1	23
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:
	- с масляным выкл-лем (3ф.)
	220 кВ	фидер	1	18	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,3	17	22	1	1	1	1	1	1	22
	- с масляным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с отделителем и разъединителем
	220 кВ	фидер	1	3,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2,3	10	23	1	1	1	1	1	1	23
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,8	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.6					107							77
	в т.ч.
	ВН					46							77
	СН1					0							0
	СН2					61							0
	НН

Продолжение

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-4 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

2. Устройства и линии энергоснабжения
Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	металл	км	100	160	8,7	14	1	1	1	1	1	1	14
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	9,2	12	1	1	1	1	1	1	12
2.	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре
2.1.	дерево	км	100				1	1	1	1	1	1
2.2.	металл	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	железобетон	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре
4.1.	дерево	км	100
4.2.	металл	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.1					26							26
	в т.ч.
	ВН					26							26
	СН1					0							0
	СН2
	НН
Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	1 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	120	9	11	1	1	1	1	1	1	11
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	132	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	2 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	150	29	44	1	1	1	1	1	1	44
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	1 цепь до 1 кВ					54
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	10,1	19	1	1	1	1	1	1	19
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	19,6	35	1	1	1	1	1	1	35
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	16	22	1	1	1	1	1	1	22
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	более 2 цепей до 1 кВ
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	1	2	1	1	1	1	1	1	2
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	4,3	9	1	1	1	1	1	1	9
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	220	0,5	1	1	1	1	1	1	1	1
4.4.	ж/б опоры	км	100	180	6,3	11	1	1	1	1	1	1	11
	Итого табл. 2.2				90	155							155
	в т.ч. ВН
	СН1
	СН2					54							54
	НН					101							101
Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Кабельная линия 6 — 10 кВ	км	100	350	5	18	1	1	1	1	1	1	18
3.	Кабельная линия 6 — 10 кВ по болоту	км	100	350	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	31,5	85	1	1	1	1	1	1	85
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	270	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.4					103							103
	в т.ч. ВН
	СН1					0							0
	СН2					18							18
	НН					85							85
Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1.	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0,8	264	211	1	1	1	1	1	1	211
2.	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1,5	4	6	1	1	1	1	1	1	6
4.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2,6	3	8	1	1	1	1	1	1	8
5.	Распределительный пункт 6 — 10 кВ	присоед.	100	25,4	38	10	1	1	1	1	1	1	10
6.	Распределительный пункт до 1000 В	присоед.	100	7,6	130	10	1	1	1	1	1	1	10
	Итого табл. 2.6					245							245
	в т.ч. ВН
	СН1					211							211
	СН2					23							23
	НН					10							10
	Итого					1905							1875
	в т.ч.
	ВН					1182							1293
	СН1					211							291
	СН2					316							95
	НН					196							196

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-5 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
№ п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн. ед. за ед. изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех. ед. на объем обслуживания	Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций постоянного тока
1.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	90	0	0	1	1	1	1	1	1	0
11.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.3					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2					0							0
	НН
Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1	1	1	1	0
5.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
7.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
8.	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
9.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1	1	1	1	0
10.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
11.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0	1	1	1	1	1	1	0
12.	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
13.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
14.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
15.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0	1	1	1	1	1	1	0
16.	Опорная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0	1	1	1	1	1	1	0
17.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
18.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	1	1	1	1	1	1	0
19.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
20.	Транзитная ТП 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
21.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0	1	1	1	1	1	1	0
22.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0	1	1	1	1	1	1	0
23.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1	1	1	1	0
24.	Тупиковая ТП и на отпайках 2 x 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ — 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.4					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1
	СН2
	НН
Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1.	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7500, кВ 27,5 — 35 кВ	тр-р	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	кВа < 7500, кВ 6 — 10 кВ	тр-р	1	1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	кВа > 7500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа > 7500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5,7	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:
	- с масляным выкл-лем (3ф.)
	220 кВ	фидер	1	18	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	2,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 — 10 кВ	фидер	1	1,1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с отделителем и разъединителем
	220 кВ	фидер	1	3,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2,3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 — 35 кВ	фидер	1	1,8	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 1.6					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2					0							0

Продолжение

РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАБОТ В ТЕХНИЧЕСКИХ ЕДИНИЦАХ ЭЧ-5 НА ____ ГОД (В ГРАНИЦАХ РЕГИОНА)

2. Устройства и линии энергоснабжения
Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	металл	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре
2.1.	дерево	км	100				1	1	1	1	1	1
2.2.	металл	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	железобетон	км	100	160	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре
4.1.	дерево	км	100
4.2.	металл	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.1					0							0
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2
	НН
Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1.	1 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1		1	1	1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	22	31	1	1	1	1	1	1	31
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	120	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	132	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	2 цепь ВЛ 6 — 10 кВ
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	150	50	75	1	1	1	1	1	1	75
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	1 цепь до 1 кВ
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	190	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	140	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	более 2 цепей до 1 кВ
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	14,5	32	1	1	1	1	1	1	32
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	220	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	180	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.2					138							138
	в т.ч. ВН
	СН1
	СН2					106							106
	НН					32							32
Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Кабельная линия 6 — 10 кВ	км	100	350	4,31	15	1	1	1	1	1	1	15
3.	Кабельная линия 6 — 10 кВ по болоту	км	100	350	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	3,11	8	1	1	1	1	1	1	8
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	270	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.4					23							23
	в т.ч. ВН
	СН1					0							0
	СН2					15							15
	НН					8							8
Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1.	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0,8	15	12	1	1	1	1	1	1	12
2.	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1,5	0	0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Закрытая ТП 6 — 10 кВ с двумя трансформаторами	ТП	1	2,6	2	5	1	1	1	1	1	1	5
5.	Распределительный пункт 6 — 10 кВ	присоед.	100	25,4	0	0	1	1	1	1	1	1	0
6.	Распределительный пункт до 1000 В	присоед.	100	7,6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл. 2.6					17							17
	в т.ч. ВН
	СН1					12							12
	СН2					5							5
	НН					0							0
	Итого					178							178
	в т.ч.
	ВН					0							0
	СН1					12							12
	СН2					126							126
	НН					40							40

Таблица № П2.1

ОБЪЕМ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (ВЛЭП) И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (КЛЭП) В УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦАХ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ПРОТЯЖЕННОСТИ, НАПРЯЖЕНИЯ, КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ И МАТЕРИАЛА ОПОР

	Напряжение, кВ	Количество цепей на опоре	Материал опор	Количество условных единиц (у) на 100 км трассы ЛЭП	Протяженность	Объем условных единиц
	Напряжение, кВ	Количество цепей на опоре	Материал опор	у/100 км	км	У
1	2	3	4	5	6	7 = 5 x 6 / 100
ВЛЭП	1150	-	металл	800	0	0
	750	1	металл	600	0	0
	400 — 500	1	металл	400	0	0
			ж/бетон	300	0	0
	330	1	металл	230	0	0
			ж/бетон	170	0	0
		2	металл	290	0	0
			ж/бетон	210	0	0
	220	1	дерево	260	0	0
			металл	210	0	0
			ж/бетон	140	0	0
		2	металл	270	0	0
			ж/бетон	180	0	0
	110 — 150	1	дерево	180	0	0
			металл	160	0	0
			ж/бетон	130	0	0
		2	металл	190	0	0
			ж/бетон	160	0	0
КЛЭП	220	-	-	3000	0	0
	110	-	-	2300	0	0
	ВН, всего				0	0
ВЛЭП	35	1	дерево	170	0	0
			металл	140	0	0
			ж/бетон	120	0	0
		2	металл	180	0	0
			ж/бетон	150	0	0
КЛЭП	20 — 35	-	-	470	0	0
	СНI, всего				0	0
ВЛЭП	1 — 20	-	дерево	160	0	0
			дерево на ж/б пасынках	140	0	0
			ж/бетон, металл	110	0	0
КЛЭП	3 — 10	-	-	350	0	0
	СНII, всего				0	0
ВЛЭП	0,4 кВ	-	дерево	260	0	0
			дерево на ж/б пасынках	220	0	0
			ж/бетон, металл	150	0	0
КЛЭП	до 1 кВ	-	-	270	0	0
	НН, всего				0	0

Таблица № 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
№ п/п	Наименование	Единица измерения	Напряжение, кВ	у/ед. изм.	ед. изм.	у
1	2	3	4	5	6	7 = 5 x 6
1	Подстанция	П/ст	1150	1000	0	0
			750	600	0	0
			400 — 500	500	0	0
			330	250	0	0
			220	210	0	0
			110 — 150	105	0	0
			35	75	0	0
2	Силовой трансформатор или реактор (одно- или трехфазный), или вольтодобавочный трансформатор	Единица оборудования	1150	60	0	0
			750	43	0	0
			400 — 500	28	0	0
			330	18	0	0
			220	14	0	0
			110 — 150	7,8	0	0
			35, всего	2,1	0	0
			в т.ч.:
			- на ПС 220(110)/35/10(6)	2,1	0	0
			- на ПС 35/10(6)	2,1	0	0
			1 — 20, всего	1,0	0	0
			в т.ч.:
			- на ПС 220(110)/35/10(6)	1,0	0	0
			- на ПС 35/10(6)	1,0	0	0
3	Воздушный выключатель	3 фазы	1150	180	0	0
			750	130	0	0
			400 — 500	88	0	0
			330	66	0	0
			220	43	0	0
			110 — 150	26	0	0
			35	11	0	0
			1 — 20	5,5	0	0
4	Масляный выключатель	-«-»	220	23	0	0
			110 — 150	14	0	0
			35, всего	6,4	0	0
			в т.ч.:
			- на ПС 220(110)/35/10(6)	6,4	0	0
			- на ПС 35/10(6)	6,4	0	0
			1 — 20, всего	3,1	0	0
			в т.ч.:
			- на ПС 220(110)/35/10(6)	3,1	0	0
			- на ПС 35/10(6)	3,1	0	0
			- на РП (СП) 6 — 10	3,1	0	0
5	Отделитель с короткозамыкателем	Единица оборудования	400 — 500	35	0	0
			330	24	0	0
			220	19	0	0
			110 — 150	9,5	0	0
			35, всего	4,7	0	0
			в т.ч.:
			- на ПС 220(110)/35/10(6)	4,7	0	0
			- на ПС 35/10(6)	4,7	0	0
6	Выключатель нагрузки	-«-»	1 — 20	2,3	0	0
7	Синхронный компенсатор мощн. 50 Мвар	-«-»	1 — 20	26	0	0
8	То же, 50 Мвар и более	-«-»	1 — 20	48	0	0
9	Статические конденсаторы	100 конд.	110	2,4	0	0
			1 — 20	2,4	0	0
10	Мачтовая (столбовая) ТП	ТП	1 — 20	2,5	0	0
11	Однотрансформаторная ТП, КТП	ТП, КТП	1 — 20	2,3	0	0
12	Двухтрансформаторная ТП, КТП	ТП, КТП	1 — 20	3	0	0
13	Однотрансформаторная подстанция 35/0,4 кВ	п/ст	35	3,5	0	0
14	Итого		ВН	-	0	0
			СНI	-	0	0
			СНII	-	0	0
			НН	-	0	0